（三）将目标引导制度提升并落实为实施可再生能源电力配额制度

建议强化目标引导制度实施，落实地方责任。

根据全国非化石能源占一次能源消费比重到2020、2030年分别达到15%、20%的目标，对各地区可再生能源比重目标完成情况进行定期监测和评价。

根据《可再生能源法》、能源战略和发展规划、非化石能源比重目标，综合考虑各省（自治区、直辖市）可再生能源资源、电力消费总量、跨省跨区电力输送能力等因素，按年度确定公布各省级区域全社会用电量中的可再生能源电力消费量最低比重要求。

各类电力相关主体共同承担可再生能源发展责任，各省级电网企业及其他地方电网企业、配售电企业（含社会资本投资的增量配电网企业、自备电厂）负责完成本供电区域内可再生能源电力配额，电力生产企业的发电装机和年发电量构成应达到规定的可再生能源比重要求，建立与配额制度配套的可再生能源电力绿色证书及交易机制。

（四）完善电力市场机制，发挥区域电网消纳空间大和可再生能源边际成本低的优势

建议强化落实可再生能源全额保障性收购制度，在最低保障性收购小时数以外的电量，积极开展各种形式的市场交易。电力交易中心应发挥大范围优化资源配置的优势，开展跨省区交易。建立跨省区调峰市场化机制。利用不同省区用电负荷、可再生能源发电的错时特性，挖掘跨省区调峰潜力，提升可再生能源消纳能力。

加快推进第一批电力现货市场试点建设，实现调度运行和市场交易有机衔接，形成体现时间和位置特性的电能量商品价格，为市场主体提供反映市场供需和生产成本的价格信号，促进发挥风电、光伏发电和水电边际发电成本优势，同时激励风电、光伏发电等根据市场价格信号提升自身调节能力，减轻系统调峰压力。通过加大实施清洁能源供暖、电能替代、发挥需求响应资源优势等，增加可再生能源就近消纳电量。

（五）完善可再生能源电价和消纳激励机制

完善可再生能源发电价格形成机制，跟踪成本变化，适时适度降低新建可再生能源发电项目补贴强度，对风电、光伏发电等实现规模化发展的可再生能源发电，扩大招标定价范围和规模以及开展平价上网试点。

开展上网侧峰谷分时电价试点和可再生能源就近消纳输配电价试点，鼓励各类用户消纳可再生能源电量。建立与配额制度配套的可再生能源电力证书及交易机制。

完善可再生能源消纳补偿机制，在现货电力市场完全建立前，合理界定辅助服务的范畴和要求，将辅助服务费用纳入电网购电费用，或者作为电网系统平衡成本纳入输配电价中。对跨省跨区输电工程开展成本监测和重新核定输电价格，在发电计划完全放开前，允许对超计划增量送电输电价格进行动态调整。（作者系国家发展和改革委员会能源研究所时璟丽 赵勇强）

原标题：专家声音丨可再生能源电力消纳矛盾和建议，看这一篇就够了