多举措助力绿电消纳，价格机制有望完善。
国务院提出多项举措助力绿电消纳。5 月 29 日国务院印发《2024-2025 年节能降碳行 动方案》，采取多项举措助力绿电消纳。此次方案提出降碳的总体要求，2024 年非化石能 源消费占比达到 18.9%左右，2025 年消费占比达到 20%左右。具体来看，主要措施包括：1） 严格合理控制煤炭消费。推动煤电低碳化改造和建设，推进煤电节能降碳改造、灵活性改造、 供热改造“三改联动”。2）加大非化石能源开发力度。加快建设以沙戈荒为重点的大型风 电光伏基地，合理有序开发海上风电，推动分布式新能源开发利用，有序建设大型水电基地， 积极安全有序发展核电，2025 年底全国非化石能源发电量占比达到 39%左右。3）提升可再 生能源消纳能力。加快建设大型风电光伏基地外送通道，加快配电网改造，发展抽水蓄能、 新型储能，发展微电网、虚拟电厂、车网互动等新技术新模式。4）大力促进非化石能源消 费。资源条件较好地区的新能源利用率可降低至 90%，“十四五”后两年新上高耗能项目的 非化石能源消费比例不得低于 20%，2024 年实现绿证核发全覆盖。5）完善价格政策，健全 市场化机制。落实煤电容量电价，深化新能源上网电价市场化改革，研究完善储能价格机制。 加快建设绿证交易市场，做好与碳市场衔接，扩大绿电消费规模。
近年来绿电装机保持高增，消纳能力成为主要制约。随着上游组价价格成本回落，绿电 装机保持较快增速，国家能源局数据显示，截至 4 月底全国累计发电装机容量约 30.1 亿千 瓦，同比增长 14.1%。其中太阳能发电装机容量约 6.7 亿千瓦，同比增长 52.4%，风电装机 容量约 4.6 亿千瓦，同比增长 20.6%，目前风电与太阳能发电装机量合计占比已达到 37.5%。 但由于绿电装机多位于西部地区，而电力消费更多集中于东部经济发达地区，存在区域的错 配，同时绿电出力存在时间和季节波动，与用电负荷存在时间错配，因此消纳能力成为绿电 发展的主要制约因素。从发电量来看，2024 年 1-4 月规上工业风电发电量 3250 亿千瓦时， 同比增长 6.3%，太阳能发电量 1114 亿千瓦时，同比增长 20.4%，增速低于装机增速。
风光利用率有所降低，三北地区消纳压力较大。根据全国新能源消纳监测预警中心数据， 1-4 月全国风电利用率 96.1%，较上年同期下降 0.5 个百分点，光伏利用率 96.3%，较上年 同期下降 1.7 个百分点，随着装机量的快速提升风光消纳率呈现一定下降。其中三北地区压力较大，西北风电、光伏平均消纳率分别为 95.3%和 93.6%，东北风电、光伏平均消纳率分 别为 93.2%和 95.5%，三北部分省份消纳率降至 95%以下。此次方案提出“资源条件较好 地区的新能源利用率可降低至 90%”，可缓解这部分地区消纳压力，为新增装机打开一定空 间。
特高压加速建设，消纳问题有望改善。为解决新能源发电与用电区域错配问题，《“十 四五”现代能源体系规划》明确提出“建设以大型风光基地为基础、以其周边清洁高效先进 节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系”。 “十四五”期间规划建成投产风光大基地总装机约 200GW，其中外送 150GW、本地自用 50GW，外送比例达到 75%。预计“十五五”期间规划建设风光基地总装机约 255GW，其 中外送约 165GW、本地自用约 90GW，外送比例约 65%。国家能源局数据显示，2022 年 20 条直流特高压线路年输送电量 5638 亿千瓦时，其中可再生能源电量 3166 亿千瓦时，同 比提高 10.3%，占全部直流特高压线路总输送电量的 56.2%。近年来特高压建设提速，根据 国家电网数据，十四五期间国家电网规划建设特高压工程 24交 14直，涉及线路 3万余公里， 总投资 3800 亿元，2022 年特高压工程累计线路长度约达 44613 公里，预计 2024 年将超过 50000 公里。
储能、火电灵活性改造助力新能源调峰，虚拟电厂等新技术蓬勃发展。为解决风光出力 与负荷时间不匹配的问题，新型电力系统建设提速。2 月国家发改委、国家能源局发布的《关 于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》指出，到 2027 年电力系统调节能 力显著提升，抽水蓄能电站投运规模达到 8000 万千瓦以上，需求侧响应能力达到最大负荷 的 5%以上，保障新型储能市场化发展的政策体系基本建成，适应新型电力系统的智能化调 度体系逐步形成，支撑全国新能源发电量占比达到 20%以上。近年来抽水蓄能装机容量平稳 增长，2023 年达到 5094 万千瓦，同比增长 11.3%，新型储能装机容量高增，2023 年达到 3139 万千瓦，同比增长 260.8%。此外，虚拟电厂等新技术将不同区域的可调节负荷、储能 和电源侧等资源聚合起来，实现自主协调优化控制，从而达到出力与负荷的平衡，随着峰谷 电价和辅助服务市场等交易机制的完善，也可保障其市场化发展。
消纳责任权重目标上调，绿电用电占比有望持续提升。除了供应端的消纳措施外，此次 方案要求提升绿电消费，提出“十四五前三年节能降碳指标进度滞后地区要实行新上项目非 化石能源消费承诺，十四五后两年新上高耗能项目的非化石能源消费比例不得低于 20%，鼓 励地方结合实际提高比例要求。”根据发改委发布的 2024 年各省可再生能源电力消纳责任 权重预期目标来看，全国非水电发电量不低于 1.83万亿千瓦时，较 2023年目标提升 14.4%， 多数省份的可再生能源非水消纳责任权重预期目标较 2023 年提升 1.7 个百分点，风光电力 消费占比有望进一步提高。
新能源入市交易大势所趋，价格机制完善有望保证绿电企业合理收益。早期新能源实行 固定电价的补贴政策，全电量保量保价，其弊端是政府补贴拖欠问题日益严重。随着政策相 继出台，新能源电价经历从全电量保量保价，到“保障小时数”内保量保价，再到“保障小 时数”逐渐减少三个阶段，目前绿电消纳采取保障性收购市场化交易“双轨并行”，随着新 能源装机持续提升，全电量参与市场化交易将成为大势所趋。2021 年陆上风电项目实现全 面平价，2022 年海上风电平价的推进，新能源逐步进入平价时代，由于新能源入市比例的 提高以及其反调峰的缺点在竞价中逐渐暴露，近年来平均上网电价呈现明显回落。以消纳压 力相对较小的广东为例，其 2024 年度交易及年度绿电交易结果显示，绿电整体交易价格较 2023 年下降 16%。对于新能源入市之后交易电价可能会呈现逐渐走低的问题，未来价格机 制有望进一步完善，可参考英国差价合约模式，该模式下政府与可再生能源发电企业签订协 议，规定固定的执行电价，当市场电价低于执行电价时，政府向发电企业支付差额，当市场 电价高于执行电价时，发电企业则向政府支付差额。这种机制可降低可再生能源项目的投资 和收益风险，同时避免过度补贴，促进可再生能源的稳定发展。
绿电绿证交易高增，环境价值逐步凸显。2023 年全年国内核发绿证预计达到 1.76 亿个， 绿电交易成交电量达 611 亿千瓦时，分别是 2022 年的 7.8 倍和 10.5 倍。6 月 15 部门联合 印发《关于建立碳足迹管理体系的实施方案》，到 2027 年碳足迹管理体系初步建立，随着 碳市场的逐步完善，叠加产品出口或供应链的环保要求，企业将会通过更过的绿电消费抵扣 碳排放，其环境价值逐步凸显。5 月浙江电力交易中心发布《浙江省绿电绿证市场化交易工 作细则（试行）》，绿电零售套餐的电能量价格将基于已签订的零售套餐价格，并加上绿色 电力环境价值，后者在市场初期暂定为 0.01 元/千瓦时-0.03 元/千瓦时。《我国绿电交易现 状及重点问题研究》显示，国家电网公司经营区成交绿电的环境溢价在 2021、2022、2023 年分别达到 3 分/千瓦时、5 分/千瓦时、6.5 分/千瓦时，呈现逐年提升。此外，绿证交易可为 绿电企业带来额外收益，绿证交易平台数据显示，当前挂牌成交价约在 6-10 元/个，其价值 有望随着环保要求而逐步提升。
