世界自然基金會（WWF）：中國綠色電力消費能力提升專題研究報告(10頁).pdf

1、中國綠色電力消費能力提升專題研究報告推動政策改進 完善市場交易 打造綠色電力消費聯盟關于中國綠色電力消費能力提升專題研究報告守護青山綠水是我們共同的執念。在數千年能源品種的迭代下，清潔能源以其獨有魅力走向前臺，成為推動人類文明發展進步的驅動力。在政策支持與投資驅動下，中國新能源產業經過十余年規?；l展，已是重要的戰略資源。國內新能源產業的崛起，不斷為全球能源治理貢獻著中國智慧。 2019 年底，中國以風光為主的新能源裝機合計超過 4 億千瓦，貢獻綠色電力 6300 億千瓦時。瑕瑜互見，中國新能源同時面臨并網消納能力不足、市場交易機制欠缺、綠證交易落地難等問題，綠電消費水平提升受到諸多內外因素制

2、約。本報告系統研究中國新能源發展歷程、電改下的新機遇、發展瓶頸，借鑒國際經驗，并從改進新能源政策、優化綠電市場交易路徑、提高綠電消費理念等三個方面提出相關建議，推動中國綠色電力消費能力提升。關于世界自然基金會 (WWF) 世界自然基金會 (WWF) 是在全球享有盛譽的、最大的獨立性非政府環保組織之一。自 1961 年在瑞士成立以來，已經在全世界擁有 500 多萬的支持者和一個在 100 多個國家和 地區活躍著的全球網絡。從本土到全球，WWF 用基于科學的獨特工作方式，提供滿足人 與自然需求的創新解決方案。WWF 的使命是遏止地球自然環境的惡化，創造人類與自然 和諧相處的美好未來。關于 WWF

3、企業可再生能源應用倡議2019 年 , WWF 中國基于全球網絡的成功經驗發起了企業可再生能源應用倡議，目標是大幅度提升中國企業投資、采購、應用綠 色電力的比例，并基于該項目形成了中國可再生能源買家聯盟。倡 議將通過建立囊括電力需求方、電力供給方、電網等多個利益相關 方在內的社群，了解可再生能源應用面臨的機遇與挑戰，并通過工 作坊、研究、報告等方式傳遞企業需求，倡導綠色電力更廣泛的政 策支持及應用。買家聯盟亦將發揮其作用，促進可再生能源采購成 本的降低，形成公平、公開、公正且有利于可再生能源大規模應用 的市場環境，并開展相應市場基礎設施的建設和研究。 關于領航智庫研究中心北京領航智庫專注于能源

4、行業研究十余年，依托豐富的產業和專家資源開展研究咨詢、投融資服務。智庫研究團隊具有金融、能源、財會專業背景，傾力為能源企業、機構投資決策服務。版權信息版權所有 : 世界自然基金會 ( 瑞士 ) 北京代表處 主編 : 領航智庫研究中心、世界自然基金會 ( 瑞士 ) 北京代表處 撰寫 : 王秀強、吳越、王佳麗 校對 : 王筱汐、冀婉怡1報告摘要能源政策是國內新能源產業的崛起主要驅動力。 “十一五”以來，我國以風光為主的新能源產業實現了從小到大、由弱到強的跨越式發展，風電、光伏、生物質裝機規模已位居全球首位，風電成為國內僅次于火電和水電的第三大主力電源。在政策的引導下，我國風電從標桿上網電價時代向平

5、價上網時代轉變；未來光伏發展基調已定， 即擺脫補貼、平價上網；我國對生物質發電的管理轉向宏觀規劃，審批權進一步下放。新一輪電力體制改革為新能源行業并網消納創造制度紅利。新電改按照 “管住中間、 放開兩頭” 的體制架構， 明確了 “三放開、一獨立、三強化”的總體思路，并建立新能源優先并網消納、鼓勵新能源參與市場交易、創新隔墻售電交易機制，為新能源消納創造了制度紅利。國內綠電消費能力提升面臨多重挑戰。新能源市場消費規模提升面臨調峰能力不足、輔助服務機制不健全、售電市場不成熟、綠色交易證書機制不完善、綠色電力消費理念相對滯后等問題。電力市場化交易是新能源電站提高發電資產利用效率的主要方式。在電力市場

6、不斷完善的過程中，新國內新能源區域內、跨區交易，以及新能源發電權交易、電力現貨、中長期交易等市場不斷完善，提高了新能源在終端消費市場的占有率，目前新能源市場交易的比例逐年增加?？稍偕茉磁漕~是提高綠電消費的主要措施。借鑒美國、及英國、日本、澳大利亞、印度等 20 多個國家經驗，配額制是促進新能源發展主要政策，同期輔之以綠色證書交易制度，發揮市場在綠電消費中的作用。電力用戶可以通過建立綠色電力消費聯盟參與市場交易。在電力市場交易中，存在用戶和發電交易信息不暢、渠道不暢通等問題，電力用戶可以探索建立綠色電力消費聯盟方式，有效參與市場競爭，提高綠色電力消費比例。相關建議：從政策改進、市場交易、用戶消

7、費方式等三個方面提高綠色電力消費能力，這包括完善新能源補貼退出節奏、優先新能源并網消納、提高用戶綠色電力消費認知、改進電網調度方式、組建綠色電力消費聯盟等措施。2中國綠色電力消費能力提升專題研究報告一、國內新能源產業十年發展及政策演變（一）國內風電正步入第三個成長周期（二）技術進步驅動國內光伏產業大發展（三）政策引領下國內生物質發電行業引領全球二、新一輪電力體制改革背景下綠電消納契機（一）新一輪電力體制改革政策內涵（二）電力體制改革下新能源并網消納機制創新三、國內新能源電力市場交易現狀和機遇（一）國內電力市場化改革現狀（二）新能源電力市場交易現狀和新機遇四、綠電消費能力提升面臨八個方面障礙（一

8、）綠電波動性及價格劣勢（二）電力系統調峰能力不足制約新能源消納（三）綠色電力市場交易制度缺失（四）跨省跨區電力交易障礙（五）配售電市場成熟度低（六）輔助服務機制缺失（七）電力需求側管理制度不健全（八）新能源配額制及綠證落地難（九）綠電消費觀念相對滯后（十）政府激勵和懲罰機制不足五、國外綠電交易機制和案例（一）美國綠色電力市場形成強制、自愿交易兩個市場（二）歐盟綠色電力消納與機制558101212151616192121222222232323242525262628報告目錄3六、綠電消納能力提升解決方案（一）進一步推動新能源電力市場交易（二）提高電力需求側管理能力（三）推動跨省跨區綠電交易（四

9、）推動配額和綠證交易落地（五）創新風光儲充一體化模式（六）加速推進電能替代（七）創新電力金融解決方案七、綠電交易的經濟價值及效用（一）2020 年綠電市場交易預計創造 180 億元經濟價值（二）綠電交易降低工商業用戶用能成本（三）綠電交易是可再生能源“配額”考核的重要實現路徑八、綠電消費能力提升政策建議（一）完善新能源補貼、配額等政策制度（二）提高綠色電力市場化交易規模和能力（三）改變用戶綠色電力消費認知和用能方式報告目錄292930303032323233333436383838394中國綠色電力消費能力提升專題研究報告圖表 1： 國內風電累計裝機規模不斷創新高圖表 2： 風電行業經過正進入

10、第三個成長周期 圖表 3： 2006 年開始國家能源管理部門出臺多項風電管理政策圖表 4： 紅六省風電新增并網裝機占比在 2016-2017 年出現斷崖式下跌圖表 5： 國內風電標桿上網電價逐年下調圖表 6： 2017 年國內光伏新增裝機超過 5000 萬千瓦創新高圖表 7： 中國光伏裝機容量在政策支持下躍居全球第一 圖表 8： 2017 年國內光伏并網裝機規模完成 2020 年目標圖表 9： 近十年多晶硅出廠價格下幅 90%圖表 10： 光伏標桿上網電價及度電補貼一路下調圖表 11： 電價政策是驅動生物質發電裝機規模增長的主要動力圖表 12： 垃圾發電裝機規模后來居上圖表 13： 電改 9

11、號文延續 5 號文目標，但在方針方式上有不同圖表 14： 新一電改明確“三放開、一獨立、三強化”總體思路圖表 15： 新電改明確電價、電力市場改革等七大重點任務圖表 16： 新電改配套政策主要集中于輸配價改、電力市場及售電側改革圖表 17： 新電改以電力市場建設和電價市場化為核心圖表 18： 廣州和山西等 8 ?。▍^、市）電力交易中心以股份制形式組建圖表 19： 國內電力現貨市場建設試點工作不斷推進圖表 20： 全國增量配電業務改革試點已達 404 個圖表 21： 河南省增量配電業務改革試點數量居全國之首圖表 22： 國內輸配電價改革實現省域全覆蓋圖表 23： 全國電力市場化交易規模突破 2

12、萬億千瓦時圖表 24： 2018 年大型發電集團各類電源市場交易情況 圖表 25： 2019 年 1 季度大型發電集團各類電源市場交易情況圖表 26： 2017-2019 年一季度風電市場交易電價圖表 27： 2017-2019 年一季度光伏市場交易電價圖表 28： 青海、云南、寧夏、甘肅風電上網電量市場化率超過 40%圖表 29： 云南、青海、新疆、甘肅、寧夏光伏上網電量市場化率超過 30%圖表 30： 風電、光伏、生物質標桿上網價格高于煤電圖表 31： 西北五省歷年棄風率圖表 32：西北五省歷年棄光率圖表 33： 截至 2019 年初江蘇省售電公司主動退市數量居全國首位圖表 34： 201

13、9 年河北山東等六省區電力供需形勢緊張 圖表 35： 綠證自愿認購不活躍圖表 36： 光伏綠證交易遇冷圖表 37： 一般綠色證書交易系統示意圖圖表 38： 美國已形成強制和自愿交易兩種市場圖表 39： 配額制主要交易主體包括發電商、配電公司及電力用戶圖表 40： 美國自愿市場主要采購方式圖表 41： 美國與歐盟綠證交易機制對比圖表 42： 河北省風電綠證累計交易量遠超其他?。▍^、市）圖表 43： 配額制政策發展過程圖表 44： 2016-2018 年國網和南網電能替代量不斷增加圖表 45： 從全行業維度測算綠電交易經濟價值圖表 46： 廣東 2018 年銷售電價構成（元 / 千千瓦時）圖表 4

14、7： 廣東惠州某數據中心綠電交易經濟性測算5667789991010111213131415161717181818191920202020212222232424252626272728303132343435圖表目錄5（一）國內風電正步入第三個 成長周期2007 年是國內風電規?；l展的起點，風電行業完成兩個完整成長周期后，正在步入第三個成長周期。當前行業成長的驅動力風源于：（1）限電改善，“三北”風電大基地開發解禁；（2）資源費等非技術成本下降，風電工程造價趨于合理； （3）中東部建設節奏回歸正軌，分散式風電貢獻增量；（4）風電競價、平價在政策調整下風電行業開發進程加速?；仡檱鴥蕊L電發展

15、的歷程，從國內第一個并網的風電場開始。1986 年 5 月，我國第一座示范性風電場馬蘭風電場在山東榮成并網發電，揭開了國內風電發展的大幕。2003 年開始實施的風電特許權招標政策，為風電的規?；l展奠定了基礎。風電作為新能源，在發展伊始對政策的依賴性很強?！笆晃濉睍r期，我國實行“以風電場的規?；ㄔO帶動風電產業化發展”的指導方針，這一時期的激勵政策包括產業規劃、上網電價、補貼等。2006 年 1 月 1 日，中華人民共和國可再生能源法正式實施，法律規定可再生能源上網電量全額收購，以及在銷售電價中征收可再生能源電價附加。2007 年我國正式開始征收可再生能源電價附加，征收標準為 0.2 分 /

16、 千瓦時。2007 年 8 月，可再生能源中長期發展規劃出臺，將風電列為六大重點發展領域之一。次年 3 月，可再生能源發展“十一五”規劃提出以風電場的規?；ㄔO帶動風電產業化發展。這是國內風電規?；l展的開始。2009 年 7 月，國家發改委發布關于完善風力發電上網電價政策的通知，對風電實行固定標桿電價政策。全國四類風能資源區陸上風電標桿上網電價分別為每千瓦時 0.51元、0.54 元、0.58 元和 0.61 元。借助法律和政策的東風，“十一五”時期，我國風電新增裝機連續五年翻番，2010 年風電累計裝機達 44.7GW，首次躍居世界第一；當年還啟動了首批海上風電特許權招標，海上風電元年大幕

17、開啟。國內新能源產業十年發展及政策演變我國重點開發并形成產業的新能源主要包括風能、太陽能、生物質能、地熱能等。 “十一五”以來，我國以風光為主的新能源產業實現了從小到大、由弱到強的跨越式發展，風電、光伏、生物質裝機規模已位居全球首位，風電成為國內僅次于火電和水電的第三大主力電源?；仡櫸覈履茉词臧l展歷程，政策對于新能源產業的崛起和高速發展起到了至關重要的推動作用，是影響產業發展節奏的主要因素。12 25.81 44.73 62.36 75.32 91.41 114.61 145.36 168.73 188.39 211.39 0%20%40%60%80%100%120%140%0501001

18、5020025020082009201020112012201320142015201620172018風電累計裝機（GW） 風電增速（%） 圖表 1：國內風電累計裝機規模不斷創新高資料來源：國家能源局，領航智庫一、6中國綠色電力消費能力提升專題研究報告“十二五”前期，風電開發速度加快。為繞開國家發改委審批，地方頻繁出現“4.95 萬千瓦”怪象，導致風電電源和配套建設脫節， 風電上網難、 消納難， 一度被稱為 “垃圾電” 。2011 年多起大規模風機脫網事故更引發了電網對風電安全性的擔憂。隨著自 2010 年起全國范圍內棄風限電問題的加劇，2012 年棄風率高至年度最高點 17.12%，風電裝

19、機增速降至歷史最低點，行業從高增長步入蕭條期。為引導風電行業有序發展，國家多次出臺激勵政策，內容涉及風電并網消納、上網電價、補貼、特高壓建設等方面。2012 年 6 月，關于加強風電并網和消納工作有關要求的通知發布，要求保障風電并網和消納。同時，可再生能源電價附加征收標準在 2012 年和 2013 年兩次上調，用以彌補不斷增加的補貼資金缺口。2014 年，國家能源局將跨區電力外送通道作為當年工作重點之一，下發了關于加快推進大氣污染防治行動計劃 12 條重點輸電通道建設的通知，特高壓建設全面提速，為新能源外送和并網消納創造了良好的條件。同期，風電棄風率也明顯改善，風電行業從發展的低谷重新進入上

20、升通道。當年，國家發改委明確 2017 年以前（不含 2017 年）投運的近海風電和潮間帶風電項目上網電價分別為每千瓦時0.85 元和 0.75 元，并決定自 2015 年 1 月 1 日起下調 I-III 類資源區風電標桿上網電價。受以上多種因素影響，風電行業實現了新增裝機在 2013-2015 年連續增長和棄風率在 2013-2014 年連續下降。2015 年底，國家發改委決定實行陸上風電上網標桿電價隨發展規模逐步降低的價格政策，確定 2016 年和 2018 年標桿電價分別為每千瓦時 0.47 元、0.50 元、0.54 元、0.60 元，和 0.44 元、0.47 元、0.51 元、0

21、.58 元，行業迎來搶裝潮。12 25.81 44.73 62.36 75.32 91.41 114.61 145.36 168.73 188.39 211.39 0%20%40%60%80%100%120%140%05010015020025020082009201020112012201320142015201620172018風電累計裝機（GW） 風電增速（%） 圖表 2：風電行業經過正進入第三個成長周期資料來源：國家能源局，領航智庫圖表 3：2006 年開始國家能源管理部門出臺多項風電管理政策資料來源：國家發改委，領航智庫2007 年可再生能源法正式實施可再生能源電價附加基金征收可再生

22、能源中長期發展規劃出臺發改委明確風電標桿電價政策棄風限電率創下新高特高壓通道建設有利于風電并網消納發改委下調風電電價，行業搶裝2015 年2014 年2012 年2006 年 1 月2009 年 7 月2007 年 8 月72016 年 12 月，國家發改委再次下調陸上風電標桿上網電價，明確 2018 年 1 月 1 日之后，一類至四類資源區新核準建設陸上風電標桿上網電價分別為每千瓦時 0.40 元、0.45元、0.49 元、0.57 元，海上風電電價不變。2017 年開始，隨著國內政策對風電支持力度的不斷加碼，棄風限電不斷改善，風電紅色預警限制逐步解除。國家能源局于2018年將內蒙古和黑龍江

23、從紅色預警區域調整為橙色，將寧夏調整為綠色，“紅六省”變成了“紅三省”，為 2019年風電新增裝機提供了空間。2018 年，風電產業迎來復蘇，發展滯后的分散式風電開始重啟，海上風電更是以總裝機容量 445 萬千瓦、在建 647萬千瓦的成績使我國成為僅次于英國和德國的世界第三大海上風電國家。隨著風電規模日益增加，棄風限電情況改善，度電成本也不斷下降。2018 年，國家能源局下發關于 2018 年度風電建設管理有關要求的通知，試行風電項目競爭配置指導方案。這意味著，我國風電從標桿上網電價時代向競爭電價和平價電價上網時代轉變。2019 年，國家密集出臺政策，推動風電建設由補貼向競價、平價上網過渡。4

24、 月 12 日，國家發改委、能源局發文，積極推進風電無補貼平價上網，鼓勵平價上網項目和低價上網項目通過綠證交易獲得合理收益補償。5 月 20 日，2019年第一批 56 個風電平價上網項目發布，裝機 4.51GW。2019 年 5 月 24 日，國家發改委發文將陸上和海上風電標桿上網電價改為指導價并逐年下調。通知還規定，自 2021年起，新核準的陸上風電項目全面實現平價上網，國家不再補貼。風電平價上網已在路上?？傊?，從“十一五”到“十三五”時期，國家對風電的指導方針經歷了從推動風電規?；ㄔO （重點建設風電基地）到加快開發風電（集中與分散并重），再到全面協調推進風電開發（大型風電基地 + 分散

25、式 + 海上風電）的變化，風電發展思路從集中到分散，從內陸到海上，政策導向則是補貼退坡和風電平價上網。步入“十三五”時期，經過 2015 年的行業“搶裝”，風電新增裝機在 2016 年大幅下滑，棄風率也達到年度次高點17%。國家能源局于 2016 年 7 月研究建立了風電投資監測預警機制，預警結果為紅色的地區，當年不下達年度開發建設規模，地方暫緩核準新項目。當年，新疆、甘肅、寧夏、吉林、黑龍江等五省被核定為紅色預警省份；次年，內蒙古也被列入紅色預警省份，紅六省新增裝機同比大幅下滑，拖累了行業增速。圖表 4：紅六省風電新增并網裝機占比在 2016-2017 年出現斷崖式下跌資料來源：中電聯，領航

26、智庫圖表 5：國內風電標桿上網電價逐年下調資料來源：國家發改委，領航智庫4.49 9.84 19.83 4.81 1.59 4.13 31.00% 49.70% 60.10% 24.90% 10.60% 20.10% 0%10%20%30%40%50%60%70%0510152025201320142015201620172018紅六省新增并網裝機（GW） 占比 0.51 0.49 0.47 0.4 0.34 0.29 0.54 0.52 0.5 0.45 0.39 0.34 0.58 0.56 0.54 0.49 0.430.380.61 0.61 0.6 0.57 0.52 0.47 0.

27、85 0.85 0.85 0.85 0.8 0.75 0.20.30.40.50.60.70.80.920092015201620182019指導價2020指導價類資源區 類資源區 類資源區 類資源區 近海 8中國綠色電力消費能力提升專題研究報告（二）技術進步驅動國內光伏 產業大發展我國光伏發電經歷了漫長的積累期， 截至2019年9月底，國內光伏發電累計裝機 1.90 億千瓦。2019 年前三季度，全國光伏新增裝機 1599 萬千瓦，其中，光伏電站 773 萬千瓦；分布式光伏 826 萬千瓦；光伏發電 1715 億千瓦時，同比增長 28.1%。光伏在國內的探索略早于風電行業。1984 年，第一

28、座離網光伏電站在甘肅蘭州建成發電，2005 年 8 月，我國第一座并網光伏電站在西藏羊八井投產發電。光伏作為新興行業，在起步時得到了政策的大力扶持。2007 年 8 月，可再生能源中長期發展規劃出臺，將太陽能列為六大重點發展領域之一，要求加快推進太陽能發電的產業化發展，并提出了到 2020 年太陽能發電總容量達到1.8GW 的目標。政策利好使光伏產業出現了前所未有的投資熱潮，2007 年，我國太陽能電池產量躍升至 1088MW，成為全球太陽能電池的第一大生產國。然而，當年國內光伏裝機僅有100MW，加上原材料和產品“兩頭在外”問題嚴重，為行業發展埋下了巨大隱患。2008 年，在國際金融危機的沖

29、擊下，我國光伏產業遭遇寒冬，組件出口銳減。對此，我國及時啟動了國內市場，通過建設大型光伏電站和分布式電站，穩定和支持光伏行業的發展。為了推動太陽能發電尤其是分布式光伏電站在國內的應用和普及，我國于 2009 年 3 月出臺政策，對太陽能光電建筑應用進行每瓦 20 元的補助；7 月又開始實施“金太陽示范工程”，以事前裝機補貼方式加快分布式發展。這種補貼方式也為后期騙補埋下伏筆。2011 年，歐美對我國光伏行業啟動“雙反”政策，光伏行業頓時陷入寒冬。同時，“金太陽工程”騙補、電站以次充好等問題頻發。2011 年 7 月，國家發改委首次提出對非招標太陽能光伏發電項目實行全國統一的標桿上網電價每千瓦時

30、 1.15 元，擬將事前補貼改為事后補貼。2013 年，我國決定“金太陽工程”不再進行新增申請審批，并發布關于促進光伏產業健康發展的若干意見，對分布式光伏發電實行按照電量補貼的政策。該意見還提出，2013-2015 年年均新增光伏發電裝機容量 1000 萬千瓦左右，到 2015 年總裝機容量達到 3500 萬千瓦以上。相較于“十二五”2100 萬千瓦的目標，增加了 1400 萬千瓦。2013 年 8 月 , 國家發改委將全國分為三類太陽能資源區，明確相應的標桿上網電價分別為每千瓦時 0.90 元、0.95 元和1.0 元 , 并對分布式光伏發電每千瓦時補貼 0.42 元。這意味著，我國光伏補貼

31、從“金太陽工程”事前補貼正式調整為度電補貼。9月份,國家又對光伏發電實行了增值稅即征即退50%的政策。受益于電價及補貼，我國光伏應用市場于 2013 年啟動并迅速發展，光伏發電呈現東中西部共同發展的格局。2014 年全國光伏新增裝機 1060 萬千瓦。其中，中東部地區新增裝機容量達 560 萬千瓦，占全國的 53%。然而伴隨著高裝機而來的，是甘肅、新疆等西北光伏大省逐漸顯現且愈演愈烈的棄光現象。由于電網建設跟不上光伏發電大規模建設節奏，并網難、消納難的光伏發電逐漸成為了“垃圾電”。對此，國家出臺一系列政策，改善棄光限電。從 2014 年開始，國家多次下調集中式電站上網電價，并對 “自發自用，

32、余量上網” 的分布式光伏進行明顯的政策傾斜，保持 2013-2017 年分布式電站 0.42 元 /kWh 的度電補貼五年不變。2015 年底，國家發改委發文決定實行光伏發電上網標桿電價隨發展規模逐步降低的價格政策，確定 2016 年標桿電價為每千瓦時0.80元、 0.88元和0.98元， 分別下調0.1元、 0.07元和 0.02 元。類地區電價的大幅下調引發了一輪以集中式電站為主的“搶裝潮”。2016 年 3 月，可再生能源發電全額保障性收購管理辦法發布，將可再生能源發電電量分為保障性收購電量和市場交易電量， 明確規定分布式光伏項目暫時不參與市場競爭，上網電量由電網公司全額收購。這意味著，

33、國家嘗試推動分布式進入市場化交易。同年 12 月，國家發改委發文，將 2017 年 1 月 1 日之后類 - 類資源區新建光伏電站的標桿上網電價分別下調至每千瓦時 0.65 元、0.75 元、0.85 元，并明確今后光伏標桿電價根據成本變化情況每年調整一次。圖表 6：2017 年國內光伏新增裝機超過 5000 萬千瓦創新高資料來源：國家能源局，領航智庫12.12 8.55 13.74 30.31 33.62 23.3 0.8 2.05 1.39 4.23 19.44 20.96 0102030405060201320142015201620172018光伏電站新增裝機（GW） 分布式光伏新增裝

34、機（GW） 9在 多 項 政 策 的促 進 下，2016 年 光 伏 新 增 裝機容量34.54GW，累計裝機容量 77.42GW，均為全球第一。光伏發電開始從西北地區向中東部地區轉移，分布式光伏發電裝機容量發展提速，2016 年新增裝機容量 4.23GW，同比增長200%。2017 年，光伏發電從西北向中東部轉移的進程加快，西北五省新增光伏裝機在全國的占比從 2016 年的 28.2% 銳減至 2017 年的 11.7%。2017 年在又一輪“630”搶裝潮的帶動下，我國光伏發電裝機和發電量實現了雙雙增長。當年新增裝機 53GW，累計裝機 130GW，已提前完成 2020 年 1.1 億千瓦

35、（110GW）的發展規劃目標。經過十年發展，光伏組件、系統成本大幅下降，光伏上網電價已經逐步具備與傳統火電相競爭的能力。但棄光限電和補貼缺口問題，仍然是制約光伏產業健康可持續發展的重要因素。為提高發展質量，加快補貼退坡，2018 年 5 月 31日，國家發改委、財政部、國家能源局聯合印發關于 2018年光伏發電有關事項的通知（“531”新政），對 2018 年光伏進行補貼退坡、規模限制。該通知的出臺有助于緩解光伏補貼缺口和棄光限電等問題，推動光伏產業向高質量發展轉變，但短時間內也給光伏產業帶來重創。圖表 7：中國光伏裝機容量在政策支持下躍居全球第一資料來源：國家發改委，領航智庫圖表 8：201

36、7 年國內光伏并網裝機規模完成 2020 年目標資料來源：國家能源局，領航智庫圖表 9：近十年多晶硅出廠價格下幅 90% 資料來源：Wind，領航智庫2007 年8 月2008 年可再生能源中長期發展規劃出臺金融危機下光伏行業遭遇寒冬國家實施金太陽工程實施補貼歐美雙反光伏再次陷入困境光伏啟動內需國務院發文支持光伏明確光伏標桿電價政策發改委先后調整上網電價減少補貼2016 年2013 年2013 年2011 年2009 年16.32 23.38 37.12 67.1 100.59 123.84 3.1 4.67 6.06 10.32 29.66 50.61 0204060801001201401

37、60180200201320142015201620172018光伏電站累計裝機（GW） 分布式光伏累計裝機（GW） 16.32 23.38 37.12 67.1 100.59 123.84 3.1 4.67 6.06 10.32 29.66 50.61 020406080100120140160180200201320142015201620172018光伏電站累計裝機（GW） 分布式光伏累計裝機（GW） 800.00700.00600.00500.00400.00300.00200.00100.000.002010-08-232011-08-232012-08-232013-08-2320

38、14-08-232015-08-232016-08-232017-08-232018-08-23四川永祥多晶硅出廠價 （含稅， 元/千克）大全新能源多晶硅出廠價 （含稅， 元/千克）10中國綠色電力消費能力提升專題研究報告為推動光伏行業健康發展，2018 年 9 月以來，國家密集發布政策，鼓勵推進光伏發電平價上網，將 5 月 31 日（含）之前備案開工且 6 月 30 日（含）之前并網的戶用光伏納入國家補貼，對 2017 年光伏發電領跑基地給予 3 個 150 萬千瓦建設規模獎勵激勵，提出到 2020 年棄光率低于 5%。2019 年，國家加大力度推行光伏補貼退坡、平價上網。4 月 28 日，

39、國家發改委將三類資源區集中式電站標桿上網電價改為指導價，分別為每千瓦時 0.4 元、0.45 元和 0.55 元。5 月 20 日，2019 年第一批 168 個光伏發電平價上網項目發布，裝機容量 14.78GW。5 月 30 日，國家能源局發布關于 2019 年風電、光伏發電項目建設有關事項的通知，要求積極推進平價上網項目建設。在政策的引導下，未來光伏發展基調已定，即擺脫補貼、平價上網。（三）政策引領下國內生物質 發電行業引領全球生物質能與風能、太陽能同屬新能源。生物質發電是生物質能開發利用的最主要形式，包括農林生物質直燃發電、垃圾發電和沼氣發電三種。2003 年國家先后核準批復河北晉州、山

40、東單縣和江蘇如東 3 個秸稈發電示范項目，生物質發電產業開始起步。我國對生物質發電產業的政策傾斜始于“十一五”初期。2006 年 1 月，國家發改委印發可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法，針對政府定價的生物質發電項目推出了脫硫燃煤機組標桿上網電價加補貼電價的電價標準，補貼電價標準為 0.25 元 / 千瓦時，補貼時間為從投產之日起持續15 年。2008 年 3 月，國家發改委又對秸稈直燃發電項目按上網電量給予每千瓦時 0.1 元的臨時補貼，促進了生物質發電產業規模的增長。2007 年 8 月，可再生能源中長期發展規劃出臺，將生物質能列為六大重點發展領域之一，要求加快推進生物質發電的產業化

41、發展，重點發展生物質發電、沼氣、生物質固體成型燃料和生物液體燃料。電價與補貼方面，國家發改委于 2010 年 7 月對農林生物質發電項目實行每千瓦時 0.75 元的統一標桿上網電價，于2012 年 3 月對垃圾焚燒發電項目執行每千瓦時 0.65 元的統一標桿電價。同月發布的可再生能源電價附加補助資金管理暫行辦法將生物質能發電劃進可再生能源電價附加補貼的范圍內?！笆濉睍r期，國家通過規劃產業發展目標推動生物質發電項目發展。2014 年 3 月，能源行業加強大氣污染防治工作方案印發，提出重點推動生物質熱電聯產，到 2017年實現生物質發電裝機 11GW，該目標已順利完成。201120122013

42、201420152016201720192018（531前）2018（531后）1.15 1 1 1 1 0.98 0.85 0.75 0.7 0.55 0.42 0.42 0.42 0.42 0.42 0.37 0.32 0.18 0.10.30.50.70.91.1I 類資源區 II 類資源區 III 類資源區 分布式補貼 5.82 8.5 9.4 10.3 12.3 14.8 17.8 024681012141618202012201320142015201620172018圖表 10：光伏標桿上網電價及度電補貼一路下調資料來源：國家能源局，領航智庫圖表 11：電價政策是驅動生物質發電裝

43、機規模增長的主要動力資料來源：國家能源局，領航智庫（單位：GW）112015 年初，國家發改委印發關于加強和規范生物質發電項目管理有關要求的通知，要求加強和規范生物質發電項目管理，明確農林生物質發電非供熱項目由省級政府核準，農林生物質熱電聯產項目和城鎮生活垃圾焚燒發電項目由地方政府核準，將生物質發電項目審批權下放到了地方。在政策的引導和扶持下，我國生物質發電項目呈現出快速發展態勢。然而，受限于單位造價及項目成本較高，生物質發電產業雖然裝機規模有了大幅提高，但發展得并不像風電和光伏發電那樣迅猛?！笆濉蹦┢?，生物質發電累計裝機10.30GW，僅相當于風電的 33%、光伏的 23.9%。其中，農

44、林生物質直燃發電占據一半份額，約 0.53GW，其次是垃圾焚燒發電 0.47GW，沼氣發電僅有約 0.3GW。 “十三五”時期，我國對生物質發電的管理轉向宏觀規劃。2016 年 10 月生物質能發展“十三五”規劃提出，到 2020 年生物質能基本實現商業化和規?；?，生物質發電總裝機容量達到 15GW，其中農林生物質直燃發電 7GW，城鎮生活垃圾焚燒發電 7.5GW，沼氣發電 0.6GW；年發電量900 億千瓦時。2017 年 7 月 28 日，生物質發電“十三五”規劃布局方案明確 2020 年我國生物質發電規?？傆媽⑦_ 23.34GW，比“十三五”規劃目標 15GW 增加了 55.6%，其

45、中農林生物質發電 510 個，總規模 13.12GW，垃圾焚燒發電 529 個，總規模 10.22GW。該方案延續了生物質能“十三五”規劃的思路，要求大力推進農林生物質熱電聯產。2017 年 11 月，國家能源局和環境保護部開始開展燃煤耦合生物質發電技改試點工作，次月，國家發改委和能源局發布關于促進生物質能供熱發展指導意見的通知，提出到2020 年生物質熱電聯產裝機容量超過 12GW，到 2035 年超過 25GW。同時，審批權進一步下放。2017 年底，國家發改委廢止了過時的關于生物質發電項目建設管理的通知（發改能源20101803 號），不再對生物質發電規劃、項目選址和規模等具體事項逐一進

46、行要求。在多重因素的利好下，2017 年生物質發電新增裝機2.74GW，累計裝機達到 14.88GW，同比增長 22.6%；全年發電量 794 億千瓦時，同比增長 22.7%。生物質發電成為繼風電、光伏之后的第三大可再生能源產業，裝機占比從 2016 年的 2.1% 提升到 2.27%，發電量占比從 2016 年的 4.2% 提升到 4.68%。2018年， 我國以試點方式推動生物質發電產業發展。 年初，國家能源局開展“百個城鎮”生物質熱電聯產縣域清潔供熱示范項目建設，示范項目共 136 個，裝機 3.8GW。6 月，國家能源局聯合生態環境部，確定了 84 個燃煤耦合生物質發電技改試點項目，涉

47、及全國 23 個?。▍^、市）。在政策的引導下，2018 年，我國生物質發電在全國遍地開花，全國已投產項目 902 個，同比增加 158 個，生物質發電累計裝機達到 17.81GW，同比增長 20.7%，我國已成為全球生物質發電裝機第一大國。2019 年上半年，生物質發電裝機繼續穩步增長，新增裝機 2.14GW，累計裝機 19.95GW，同比增長 22.1%；發電量 529 億千瓦時，同比增長 21.3%。產業延續了 2017 年以來的地域集中分布特征，山東、浙江、江蘇和安徽四個省份牢牢占據生物質裝機排名前四位。5 5.3 6.5 7 8.1 4.2 4.7 5.5 7.3 9.2 0.2 0.

48、3 0.3 0.5 0.6 01234567891020142015201620172018農林生物質直燃發電（GW） 垃圾焚燒發電（GW） 沼氣發電（GW） 圖表 12：垃圾發電裝機規模后來居上資料來源：生物質能產業促進會，領航智庫12中國綠色電力消費能力提升專題研究報告（一）新一輪電力體制改革政策 內涵自 2002 年電力體制改革實施以來，我國初步形成了電力市場主體多元化的競爭格局，但未能完全形成市場化的定價機制和交易機制，未能破除輸電、配電、售電全部由電網壟斷的局面。2015 年 3 月 15 日，中共中央、國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見 （中發 2015 9號， “電改 9

49、 號文”）發布，正式開啟了新一輪的電力體制改革。新一輪電力體制改革背景下綠電消納契機2015 年，新一輪電力體制改革起步。在新電改形勢下，風電、光伏、生物質發電等新能源并網消納迎來了制度上的保駕護航。項目內容電改 9 號文電改 5 號文相同點改革目標破除壟斷，電力市場化不同點推進方式中央自上而下、地方自下而上中央主導、自上而下改革方針廠網分開、主輔分離、輸配分開、競價上網管住中間、放開兩頭圖表 13：電改 9 號文延續 5 號文目標，但在方針方式上有不同資料來源：領航智庫二、相較于上一輪電改由中央政府發布具體方案自上而下強力推動，新電改中央只發布指導意見“電改 9 號文”以及相關配套文件，調動

50、地方政府參與的積極性成為本輪電改的重要突破口。新電改按照 “管住中間、 放開兩頭” 的體制架構， 明確了 “三放開、一獨立、三強化”的總體思路，以及推進電價改革、推進電力交易體制改革、建立相對完善的電力交易機構、推進發用電計劃改革、推進售電側改革、建立分布式電源發展新機制以及加強電力統籌規劃和科學監管等七大重點任務。13三放開有序放開輸配以外的競爭性環節電價有序向社會資本放開配售電業務有序放開公益性和調節性以外的發用電計劃一獨立推進交易機構相對獨立，規范運行三強化進一步強化政府監管進一步強化電力統籌規劃進一步強化電力安全高效運行和可靠供應圖表 14：新一電改明確“三放開、一獨立、三強化”總體思

51、路資料來源：國務院，領航智庫圖表 15：新電改明確電價、電力市場改革等七大重點任務資料來源：國務院，領航智庫重點任務目的主要內容有序推進電價改革理順電價形成機制 單獨核定輸配電價 分步實現公益性以外的發售電價格由市場形成 妥善處理電價交叉補貼推進電力交易體制改革完善市場化交易機制 規范市場主體準入標準 引導市場主體開展多方直接交易 鼓勵建立長期穩定的交易機制 建立輔助服務分擔共享新機制 完善跨省跨區電力交易機制建立相對獨立的電力交易機構形成公平規范的市場交易平臺 遵循市場經濟規律和電力技術特性定位電網企業功能 改革和規范電網企業運營模式 組建和規范運行電力交易機構 完善電力交易機構的市場功能推

52、進發用電計劃改革更多發揮市場機制作用 有序縮減發用電計劃 完善政府公益性調節性服務功能 進一步提升以需求側管理為主的供需平衡保障水平穩步推進售電側改革有序向社會資本放開售電業務 鼓勵社會資本投資配電業務 建立市場主體準入和退出機制 多途徑培育市場主體 賦予市場主體相應的權責開放電網公平接入建立分布式電源發展新機制 積極發展分布式電源 完善并網運行服務 加強和規范自備電廠監督管理 全面放開用戶側分布式電源市場加強電力統籌規劃和科學監管提高電力安全可靠水平 切實加強電力行業特別是電網的統籌規劃 切實加強電力行業及相關領域科學監督 減少和規范電力行業的行政審批 建立健全市場主體信用體系 抓緊修訂電力

53、法律法規14中國綠色電力消費能力提升專題研究報告從電力體制改革的邏輯和內涵看，此輪電改有三大亮點。第一，破除電網壟斷格局，改變了電網的功能定位和運營模式。此前，電網企業集電力輸送、電力統購統銷、調度交易為一體，新電改后，電網企業主要從事電網投資運行、電力傳輸配送，原來承擔的交易業務由新組建并相對獨立運行的電力交易機構承擔，這就還原了電網企業作為電力輸送通道的公共服務屬性， 打破了電網獨買獨賣、 一家獨大的壟斷格局 ；而相對獨立的電力交易機構有利于電力市場的合理運行。在運營模式上，電網企業不再以上網電價和銷售電價價差作為主要收入來源， 按照政府核定的輸配電價收取過網費。如此，電網企業作為專業的輸

54、配電服務平臺，能夠將更多的精力投入進新能源并網、調峰及電網的安全運營上。第二，首次向社會資本放開配售電業務。新電改鼓勵社會資本投資配電業務，逐步向符合條件的市場主體放開增量配電投資業務，鼓勵以混合所有制方式發展配電業務；認定高新產業園區/經濟技術開發區、 社會資本、分布式電源的用戶或微網系統、公共服務行業和節能服務公司、發電企業等 5 類企業為新的售電主體，更多售電主體的引入消除了電力供需雙方直接見面議價的阻隔，有助于激發電力市場活力，形成市場化定價機制，推進建設充分競爭、開放有序的電力市場。電力體制改革是一項系統性工程，由于電改 9 號文只是綱領性文件，沒有提出具體的實施細則和時間表，需要一

55、系列配套文件對其要求進行細化。因此，在國務院下發電改 9號文之后的兩年，國家發改委和國家能源局密集出臺了十數個配套政策，作為新一輪電力體制改革的支撐。2015 年 11 月 26 日，6 個電力體制改革配套文件落地，分別涉及輸配電價改革、電力市場建設、組建并規范運行電力交易機構、有序放開發用電計劃、推進售電側改革以及加強和規范燃煤自備電廠監督管理等 6 個方面。其中，輸配電價改革、電力市場建設、售電側改革是此輪電改的重點，且涉及面廣、情況復雜，因此配套政策大部分集中在這三個方面。輸配電價改革2015.4國家發改委關于貫徹中發 20159 號文件精神加快推進輸配電價改革的通知2015.7國家發改

56、委、國家能源局關于印發輸配電定價成本監審辦法（試行）的通知2015.11國家發改委、國家能源局關于推進輸配電價改革的實施意見2016.3國家發改委關于擴大輸配電價改革試點范圍有關事項的通知2016.9國家發改委關于全面推進輸配電價改革試點有關事項的通知2016.12國家發改委關于印發省級電網輸配電價定價辦法（試行）的通知電力市場建設2015.5國家發改委關于完善跨省跨區電能交易價格形成機制有關問題的通知2015.11國家發改委、國家能源局關于推進電力市場建設的實施意見2015.11國家能源局綜合司關于征求電力市場運營基本規則 （征求意見稿）、電力市場監管辦法（征求 意見稿）、 電力中長期交易基

57、本規則 （征求意見稿）修改意見的函2016.11國家發改委、國家能源局關于規范開展增量配電業務改革試點的通知2016.12國家發改委、國家能源局關于印發電力中長期交易基本規則（暫行）的通知售電側改革2015.11國家發改委、國家能源局關于推進售電側改革的實施意見2016.10國家發改委、國家能源局關于印發售電公司準入與退出管理辦法和有序放開配電網業務管理辦法的通知圖表 16：新電改配套政策主要集中于輸配價改、電力市場及售電側改革資料來源：領航智庫15（二）電力體制改革下新能源 并網消納機制創新隨著我國風電、光伏、生物質發電等新能源行業的迅猛發展，新能源發展瓶頸已經從技術、裝備和開發建設能力的約

58、束轉變為體制機制的制約，風電、光伏發電的電網接入和市場消納問題逐漸成為阻礙我國風電、光伏等新能源發展的主要因素。對此，新一輪電力體制改革將促進新能源電力并網消納作為改革的重要內容，為解決新能源消納問題提供契機和制度保障。電改 9 號文明確提出要落實可再生能源發電保障性收購制度，解決好可再生能源發電無歧視、無障礙上網問題。關于推進電力市場建設的實施意見關于有序放開發用電計劃的實施意見這兩份與新能源消納關系最密切的電改核心配套文件也提出了堅持清潔能源優先上網和保障性收購的機制框架，此外還提出選擇具備條件地區開展試點，建成包括中長期和現貨市場等較為完整的電力市場；非試點地區按照關于有序放開發用電計劃

59、的實施意見開展市場化交易；試點地區可根據本地實際情況，另行制定有序放開發用電計劃的路徑；零售市場按照關于推進售電側改革的實施意見開展市場化交易。這意味著，新電改形勢下，在非試點地區，新能源不直接參與電力市場，各地安排年度發電計劃時，優先安排風能、太陽能、生物質能等可再生能源保障性發電，同時鼓勵風電、太陽能發電等嘗試參與直接交易，進入電力市場，直接交易的電量和容量不再納入發用電計劃。在試點地區，新能源優先發電視為年度電能量交易簽訂合同，根據分散式或集中式不同的市場模式，按照中長期實物合同或中長期差價合同執行。規劃內的新能源優先發電合同可以轉讓，有助于可再生能源參與市場競爭。新電改對新能源并網消納

60、機制的創新之處在于：第一，明確放開用戶側分布式電源建設。支持企業、機構、社區和家庭因地制宜投資建設太陽能、風能、生物質能發電等各類分布式電源，鼓勵專業化能源服務公司與用戶合作或以 “合同能源管理” 模式建設分布式電源，意味著隨著售電市場的放開，分布式光伏發電、分散式風電乃至生物質發電都可以成為工業園區和企業的電力來源。分布式電源可以由綜合能源公司運營，為電力用戶提供個性化的冷、熱、電、聯、供等服務，通過能源零售市場消納新能源。第二，建立了清潔能源優先發電制度。擁有分布式風電、太陽能發電的用戶通過供電企業足額收購予以保障，不參與市場競爭。這就解決了當時風電、光伏作為可再生能源在成本和穩定性上暫不

61、足以與火電、 水電、核電等較為成熟的電力進行競爭的問題，為風光留下了寶貴的發展時間。第三，鼓勵新能源進入市場交易。鼓勵風電、太陽能發電等嘗試參與直接交易，鼓勵開展替代發電、調峰輔助服務交易，同時實現優先發電可交易，鼓勵跨省跨區消納可再生能源，有助于解決消納問題，推動風電、光伏等新能源參與市場化交易，從全額收購向競價上網過渡，從優先發電向完全市場化過渡，從而創造公平公正公開的市場環境。第四，明確了生物質發電在電力改革中的重要地位。相較于風電和光伏發電，生物質發電除了同樣有著突出的環保屬性外，還有著前者不具備的巨大的社會效益。電改9 號文明確提出要合理確定生物質能發電補貼標準，有助于刺激生物質發電

62、企業投資生物質項目，從而大幅提升生物質發電在我國電力供應結構中的地位。上網電價市場化輸配電價政府獨立核算銷售電價市場化圖表 17：新電改以電力市場建設和電價市場化為核心資料來源：領航智庫第三，改革上網電價和銷售電價形成機制，強化市場配置資源的屬性。電價改革是電力體制改革的核心內容，如何理順電價機制，從而推進電力交易體制改革是電改的難點所在。此前，我國電價核定主要以政府指導價為基準，電價管理以政府定價為主，電價調整往往滯后成本變化，難以及時并合理反映用電成本、市場供求狀況、資源稀缺程度和環境保護支出。9 號文提出，公益性以外的電價發售電價格由市場決定，放開競爭性環節電力價格，把輸配電價和發售電價

63、在形成機制上分開，輸配電價單獨核定，并逐步過渡到按“準許成本加合理收益”原則分電壓等級核定。參與電力市場交易的發電企業上網電價由用戶或售電主體與發電企業通過協商、市場競價等方式自主確定，用戶購電價格由市場交易價格、輸配電價（含線損）、政府性基金三部分組成。16中國綠色電力消費能力提升專題研究報告（一）國內電力市場化改革現狀隨著新一輪電力體制改革持續向縱深推進，我國電力市場化改革取得了顯著成效。第一，搭建了相對獨立、規范運作的區域和?。▍^、市）電力交易機構。電改9號文印發后， 依托國家電網公司和南方電網公司，分別組建了北京電力交易中心和廣州電力交易中心兩個區域電力市場， 在全國較大范圍內實現資源

64、的優化配置；各省 （區、市） 分別建立了省級電力交易機構， 開展省內中長期電力交易、現貨交易。由于電力交易中心成立時，只有廣州電力交易中心和山西、湖北、重慶、廣東、廣西、云南、貴州、海南等 8 ?。▍^、市）電力交易中心以股份制形式組建成立，其他電力交易中心仍為電網企業全資子公司，尚未實現電力交易機構相對獨立和規范運行，因此，2018 年 8 月，國家發改委、國家能源局發布關于推進電力交易機構規范化建設的通知，要求推進電力交易機構股份制改造，電力交易機構股東應來自各類交易主體，非電網企業資本股比應不低于 20%，鼓勵按照非電網企業資本占股 50% 左右完善股權結構。目前廣州電力交易中心已經改制完

65、畢，2019 年 6 月，國資委批復同意北京電力交易中心增資方案，增資后非電網企業股份比例將占到 30%。國內新能源電力市場交易現狀和機遇名稱成立時間組建 / 持股情況貴州電力交易中心2016.04.22貴州電網出資 80%、貴州產業投資（集團）有限責任公司出資 20%廣州電力交易中心2016.05.11南方電網持股 66.7%，其他股東包括廣東省粵電集團、廣西投資集團、云南省能源投資集團、貴州產業投資集團、海南省發展控股有限公司廣東電力交易中心2016.06.28廣東電網公司控股，省內發電、售電等其他市場主體和第三方機構參股廣西電力交易中心2016.06.29廣西電網公司持股 66.7%，廣

66、西桂冠電力股份公司、華電廣西能源有限公司、國電廣西電力有限公司等 10 家單位合計持股 33.3%昆明電力交易中心2016.08.25股東包括華能瀾滄江水電股份有限公司、云南鋁業股份有限公司、云南保山電力股份有限公司、云天化集團有限責任公司、云南省能源投資集團有限公司、云南電網有限責任公司、云南華電金沙江中游水電開發有限公司重慶電力交易中心2016.09.01國網重慶電力出資 70%，重慶電力市場主體代表和第三方機構共同出資 30%組建山西電力交易中心2016.09.14國網山西省電力公司持股70%， 大唐集團、 國電集團、 華能集團、 同煤漳澤電力、晉能電力、太鋼集團等 6 企業各參股 5%

67、湖北電力交易中心2017.1.24國網湖北省電力公司持股 70%，與國電、華電、華能、華潤、國電投、湖北能源 6 家發電企業共同出資組建海南電力交易中心2017.12.25海南電網公司與海南發展控股公司共同出資設立圖表 18：廣州和山西等 8 ?。▍^、市）電力交易中心以股份制形式組建資料來源：領航智庫三、17第二，電力市場主體多元化、多買多賣的市場競爭格局形成。數據顯示，2018 年，國家電網經營區域內電力交易平臺注冊市場主體突破 6.8 萬家，其中發電企業 2.8 萬家、電力用戶 3.7 萬家、售電公司 3000 家。全國在交易機構注冊的售電公司多達 4000 多家，向用戶提供購售電業務、合

68、同能源管理、綜合節能和用電咨詢等多種服務，豐富了電力用戶選擇自主權。第三，逐步構建了全國統一的電力市場。我國電力市場主要由中長期市場和現貨市場構成。目前我國電力市場化交易主要采取中長期方式。我國分別于 2018年 8 月和 9 月發布北京電力交易中心跨區跨省電力中長期交易實施細則（暫行）和南方區域跨區跨省電力中長期交易規則（暫行），基本覆蓋了國網和南網的所有區域，有助于打破長期存在的省間交易壁壘?，F貨市場兼容新能源波動性、隨機性，有利于擴大新能源消納空間。 國家發改委、 國家能源局于2017年8月發布 關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知，選取南方（以廣東起步）、蒙西、浙江、山西、山東、福建

69、、四川、甘肅8 個地區作為第一批電力現貨市場試點，加快推動電力現貨市場建設。2018 年 8 月，首個電力現貨市場交易規則南方（以廣東起步）電力市場運營規則體系（征求意見稿）發布，四個月后， 甘肅、 山西電力現貨市場于12月27日啟動試運行。2019年8月7日， 國家發改委、 國家能源局聯合印發 關于深化電力現貨市場建設試點工作的意見，要求建立促進清潔能源消納的現貨交易機制，各電力現貨試點地區應設立明確時間表，選擇清潔能源以報量報價方式，或報量不報價方式參與電力現貨市場，實現清潔能源優先消納。第四，增量配電業務試點不斷擴圍。為鼓勵和引導社會資本投資增量配電業務，2016 年 11月 27 日，

70、國家發展改革委、能源局發布關于規范開展增量配電業務改革試點的通知，確定了延慶智能配電網等 105個項目為第一批增量配電業務改革試點項目，2017 年 3 月31 日，寧東增量配電業務改革試點獲批，成為第 106 個增量配電業務改革試點。此后，兩部委分別于 2017 年 11 月、2018 年 4 月和 6 月、2019 年 6 月啟動第二批、第三批、第三批第二批次和第四批增量配電業務改革試點，截至目前，全國增量配電試點數量已經達到 404 個，遍布在全國各?。▍^、市），實現了試點覆蓋范圍由地市級向縣域延伸。目前已投運增量配電試點項目超過 60 個。從各省份參與增量配電業務改革試點的數量上看，河

71、南省試點數量為 30 個，排在第一位，其次是甘肅（24）、河北（21）、山西（20）和陜西（20）。根據河南省 2019 年7 月公布的前三批增量配電業務改革試點項目進展情況，4 個試點項目已取得電力業務許可證，3 個已開工建設，7 個已出具配電區域劃分意見，8 個尚未確定項目業主，2 個尚未完成配電網規劃編制。河南省發改委要求，未完成配電網規劃編制的試點項目應于 2019 年 7 月底前完成，未完成項目業主確定的應于 2019 年 8 月底前完成，不再具備條件的將上報國家發改委取消其試點資格。3 月 關于進一步推進電力現貨市場建設試點工作的意見 5 月 南方（以廣東起步）電力現貨市場國內首次

72、電力現貨交易結算運行 6 月 內蒙古電力多邊交易現貨市場模擬試運行啟動，第一批電力現貨試點全部進入試運行 8 月 關于深化電力現貨市場建設試點工作的意見2019 年 8 月關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知 第一批電力現貨市場建設試點：南方（以廣東起步）、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅2017 年 8 月 南方（以廣東起步）電力市場運營規則體系（征求意見稿） 8 月 南方（以廣東起步）電力現貨市場啟動試運行 11 月 關于健全完善電力現貨市場建設試點工作機制的通知2018 年圖表 19：國內電力現貨市場建設試點工作不斷推進資料來源：領航智庫圖表 20：全國增量配電業務改革試點已達

73、 404 個資料來源：國家發改委，領航智庫020406080100120106第一批89第二批97第三批28第三批補充84第四批18中國綠色電力消費能力提升專題研究報告2019 年 1 月 5 日，國家發改委、能源局下發關于進一步推進增量配電業務改革的通知，首次明確增量配電網與省級電網之間的結算電價按現行省級電網相應電壓等級輸配電價執行， 并鼓勵各地結合本地實際核定獨立配電價格。 同時，該通知還要求建立增量配電業務試點項目和增量配電網業主退出機制。第五，國內輸配電價改革全面完成2014 年以前，各省的輸配電價大多未進行獨立核算。2014 年 10 月，國家發改委將深圳作為我國首個輸配電價改革試

74、點，以準許成本加合理收益的計算方法核定輸配電價。2015 年 1 月，蒙西電網成為第二個輸配電價改革試點，此后輸配電價改革試點不斷擴圍，到 2017 年 6 月底，試點工作實現了省級電網全覆蓋。輸配電價改革作為新電改的“先手棋”“突破口”，有效降低了用電成本，平均輸配電價比現行購銷價差每千瓦時減少近1分錢， 核減32個省級電網準許收入約480億元 ； 同時，切實促進了電力市場化改革，2016 年我國電力市場化交易比例已達 22.25%，全國直接交易電量約 8000 億千瓦時，約占用電量的 22%。第六，市場化交易規模不斷擴大新電改以來，隨著發用電計劃的有序放開，市場化交易規模逐漸擴大。2018

75、 年全面放開煤炭等四大行業用戶發用電計劃，當年全國電力市場化交易電量達 20654 億千瓦時，同比增長 26.5%，占全社會用電量比重 30.2%。另據發改委，2018年直接交易電量平均電價較目錄電價下降4分/千瓦時，為實體經濟企業減少電費支出約 702 億元。2019 年 6 月，國家發改委印發通知，全面放開經營性電力用戶發用電計劃，鼓勵風電、太陽能發電等新能源超過最低保障收購年利用小時數的電量通過參與市場化交易方式競爭上網，進一步擴大了電力市場化交易規模。5 3 21 20 18 9 8 12 2 16 14 16 17 9 19 30 12 18 9 19 4 11 7 12 18 20

76、 24 2 5 9 14 05101520253035新疆兵團新疆寧夏青海甘肅陜西云南貴州四川重慶海南廣西廣東湖南湖北河南山東江西福建安徽浙江江蘇上海黑龍江吉林遼寧內蒙古山西河北天津北京圖表 21：河南省增量配電業務改革試點數量居全國之首資料來源：國家發改委，領航智庫1547 4000 11258 16324 20654 050001000015000200002500020142015201620172018圖表 23：全國電力市場化交易規模突破 2 萬億千瓦時資料來源：中電聯，領航智庫（單位：億千瓦時）2017西藏 華東電網 華中電網 東北電網 西北電網深圳（首個輸配電價改革試點）2014

77、.10蒙西電網（首個省級電網輸配電價改革試點）2015.1安徽 湖北 寧夏 云南 貴州（5）2015.4北京 天津 冀南 冀北 山西 陜西 江西 湖南 四川 重慶 廣東 廣西 華北電網（12）2016.3蒙東 遼寧 吉林 黑龍江 上海 江蘇 浙江 福建 山東 河南 海南 甘肅 青海 新疆（14）2016.9圖表 22：國內輸配電價改革實現省域全覆蓋資料來源：領航智庫19（二）新能源電力市場交易現狀 和新機遇隨著新一輪電力體制改革的深入進行，風電、光伏等新能源參與電力市場交易的方式逐漸增多，新能源市場交易電量逐年增加。從參與方式上看，風電、光伏可以在現貨市場進行電量交易，還可以參與北方地區冬季清

78、潔取暖。從交易電量上看，根據中電聯統計，2018 年大型發電集團（指參加中電聯電力交易信息共享平臺的 11 家中央及地方大型發電企業集團）合計市場交易電量13713 億千瓦時，同比增長 26.4%，占大型發電集團合計上網電量的比重為 37.5%，較上年提高 4.5 個百分點。其中，大型發電集團風電機組累計上網電量 1842 億千瓦時，較上年增加 461 億千瓦時，占其合計上網電量 5%；風電市場交易電量 395 億千瓦時，占風電累計上網電量比重為 21.4%，其中跨區跨省交易電量增加 60 億千瓦時至 164 億千瓦時，占風電市場交易電量的比重為 41.5%。大型發電集團光伏發電累計上網電量

79、328 億千瓦時，較上年增加 145 億千瓦時，占其合計上網電量的 0.9%；光伏發電市場交易電量 87 億千瓦時，占光伏發電累計上網電量比重為 26.6%，其中跨區跨省交易電量 19.6 億千瓦時，占光伏發電市場交易電量的比重為 22.5%。數據煤電氣電水電風電光伏核電上網電量（億千瓦時）24431861645118423282675占合計上網電量比例66.8%2.4%17.6%5.0%0.9%7.3%市場交易電量（億千瓦時）1045954205639587662占合計市場交易電量比例76.3%0.4%15.0%2.9%0.6%4.8%上網電量市場化率42.8%6.3%31.9%21.4%2

80、6.6%24.8%平均市場交易電價（元 / 千瓦時）0.33830.54360.22450.42950.77310.3585較上網電量平均電價降低（元 / 千瓦時）0.02450.10880.03960.09820.06220.0477圖表 24：2018 年大型發電集團各類電源市場交易情況資料來源：中電聯，領航智庫數據煤電氣電水電風電光伏核電上網電量（億千瓦時）6017194123249787717占合計上網電量比例68.8%22.2%14.1%5.7%1.0%8.2%市場交易電量（億千瓦時）25533224212028132占合計市場交易電量比例82.2%1.0%7.8%3.9%0.9%4

81、.3%上網電量市場化率42.4%16.4%19.7%24.1%31.7%18.4%平均市場交易電價（元 / 千瓦時）0.34060.60560.22890.46970.81780.3373較上網電量平均電價降低（元 / 千瓦時）0.02610.10990.05340.08140.05130.0740圖表 25：2019 年 1 季度大型發電集團各類電源市場交易情況資料來源：中電聯，領航智庫20中國綠色電力消費能力提升專題研究報告0.3228 0.4241 0.4322 0.3536 0.4195 0.4282 0.4213 0.4209 0.46970.30.340.360.380.40.42

82、0.440.460.482017年一季度2017年二季度2017年三季度2017年四季度2018年一季度2018年二季度2018年三季度2018年四季度2019年一季度0.3228 0.4241 0.4322 0.3536 0.4195 0.4282 0.4213 0.4209 0.46970.30.340.360.380.40.420.440.460.482017年一季度2017年二季度2017年三季度2017年四季度2018年一季度2018年二季度2018年三季度2018年四季度2019年一季度0.6384 0.88130.78930.6842 0.7733 0.773 0.7756 0.

83、7774 0.81780.50.550.60.650.70.750.80.850.90.952017年一季度2017年二季度2017年三季度2017年四季度2018年一季度2018年二季度2018年三季度2018年四季度2019年一季度圖表 27：2017-2019 年一季度光伏市場交易電價資料來源：中電聯，領航智庫（單位：元 / 千瓦時）圖表 26：2017-2019 年一季度風電市場交易電價資料來源：中電聯，領航智庫（單位：元 / 千瓦時）年份數據青海云南寧夏甘肅黑龍江2018 年風電上網電量市場化率68.9%62.8%46.6%45.5%44.9%平均交易電價（元 / 千瓦時）0.392

84、30.44000.53360.34160.49492019 年 1 季度風電上網電量市場化率90%79.9%50.3%49.6%32.9%平均交易電價（元 / 千瓦時）0.52670.52650.57290.3834-圖表 28：青海、云南、寧夏、甘肅風電上網電量市場化率超過 40%資料來源：中電聯，領航智庫年份云南青海新疆甘肅寧夏2018 年83.3%70.7%52.4%45%35.7%2019 年 1 季度98.5%90.5%51%49.2%43.5%圖表 29：云南、青海、新疆、甘肅、寧夏光伏上網電量市場化率超過 30%資料來源：中電聯，領航智庫2019 年 1 季度，大型發電集團上網電

85、量合計 8745 億千瓦時，市場交易電量合計 3106 億千瓦時（不含發電權交易），占大型發電集團上網電量的 35.5%；其中，省間（含跨區）市場交易電量合計 464 億千瓦時，占其市場交易電量的 15%。其中，大型發電集團風電機組累計上網電量 497 億千瓦時，占其合計上網電量的 5.7%；風電市場交易電量 120億千瓦時，風電上網電量市場化率為 24.1%，其中跨區跨省交易電量約 51 億千瓦時，占風電市場交易電量的比重為42.3%。大型發電集團光伏發電累計上網電量 87 億千瓦時，占其合計上網電量的 1%；市場交易電量 28 億千瓦時，光伏發電上網電量市場化率為 32%，其中跨區跨省交易

86、電量 5.9 億千瓦時，占光伏發電市場交易電量的比重為 21.4%。從以上數據可以看出，一方面，相較于煤電來說，我國風電和光伏的市場化交易程度較低，2018 年和 2019 年 1 月，風電和光伏市場交易電量在大型發電集團總市場化電量中的占比分別僅有 2.9%、0.6% 和 5.7%、1.0%，相較于煤電76.3% 和 68.8% 的比例，差距不小。另一方面，風電和光伏的市場化交易水平正在不斷提高，兩者合計比例已經從 2018年的 5.9% 提升到 2019 年 1 季度的 6.7%。從新能源參與電力市場化交易的省份來看，位于西北和西南地區的風電、光伏大省市場化交易比例較高，2018 年風電上

87、網電量市場化率（風電市場交易電量在總上網電量的占比）最高的青?？蛇_ 68.9%，光伏發電上網電量市場化率最高的云南可達 83.3%。預計隨著電力市場化交易走向深入，以及特高壓配套建設的推進，未來西北、西南省份風電、光伏市場化較高交易比例仍將持續，而隨著光伏發電向中東部地區轉移， 也將帶動中東部地區省份市場化交易比例的提高。隨著新電改的深入，電力現貨交易、隔墻售電將為風電、光伏等新能源的電力市場化交易帶來發展契機，預計未來新能源市場化交易比例仍將進一步提升。借助電力市場化的完善，可再能源電力的消納空間也將全面打開。21（一）綠電波動性及價格劣勢風電、光伏“靠天吃飯”，其出力的隨機性、間歇性、不確

88、定性和不可預測性特點難以改變，尤其是數量眾多的分布式電源接入電網對整個電網的穩定帶來了巨大挑戰，電能質量和供電穩定性問題都使得分布式光伏發電長期以來不受電網的歡迎。與此同時，新電改要求可再生能源全額消納，隨著風電、光伏在電網中的占比越來越大，電網為保證整個電力系統的安全穩定，對風電場、光伏電站的考核力度也越來越大、要求越來越嚴格，如西北電監局“兩個細則”考核要求風電場和光伏電站提供的日預測曲線最大誤差分別不超過 25% 和20%，風電場和光伏電站的超短期功率預測曲線第 2 小時調和平均數準確率不小于 75%。功率預測是風電場、光伏電站穩定并網的重要保證，也是風電場、光伏電站減少考核、提升經濟效

89、益的重要手段，更是風電光伏參與市場化交易的重要支撐。目前，我國新能源企業在短期和超短期功率預測存在誤差，精度有待提升，對自身中長期、長期發電能力預測準確性有待提高。受限于度電成本和技術，風電、光伏、生物質等新能源長期以來存在價格劣勢，高度依賴國家的補貼，在電力市場上難以與煤電抗衡，需要加快推進補貼退坡、平價上網。綠電消費能力提升面臨八個方面障礙所謂“綠電”，即綠色電力，是指利用風電、太陽能發電和生物質發電等可再生能源生產的電力。與化石能源相比，使用 1MWh 綠色電力可以減排 822kg 二氧化碳、0.39kg 二氧化硫、0.36kg 二氧化氮，具有良好的環境效益，有助于構建綠色低碳、清潔高效

90、的能源體系。同時，擴大綠電消費規模也有助于促進風、光、生物質等可再生能源發展。目前， 國內的主要綠電消費途徑包括企業自行或通過第三方投資建設分布式可再生能源發電項目、與售電企業進行可再生能源電力交易，以及采購綠色電力證書等，但截至目前，綠電消費能力提升尚面臨諸多難題。1.401.201.000.800.600.400.200.000.4元/度水電煤電核電風電氣電生物質光伏光熱0.20.470.430.270.370.40.750.750.551.20.570.80.4圖表 30：風電、光伏、生物質標桿上網價格高于煤電資料來源：公開資料，領航智庫四、22中國綠色電力消費能力提升專題研究報告（二）

91、電力系統調峰能力不足制約 新能源消納電源結構與調峰能力是電網大規模消納清潔能源的基礎。我國以風電、光伏為代表的新能源季節性矛盾突出，在新能源集中的“三北”地區，電源結構以火電為主，無法快速跟蹤負荷，缺少可以靈活調頻調峰的電源，特別是到冬季，供熱機組發電導致調峰能力更差，嚴重影響新能源消納。需要加強電力系統調峰能力建設，重視電源結構的優化調整，提升火電、熱電等常規電源機組的調峰潛力，最大限度提升清潔能源消納能力。以西北五?。▍^）為例，陜西、甘肅、寧夏、青海和新疆近年來存在不同程度的棄風、棄光，主要是因為系統調峰能力不足和傳輸容量受限，其中調峰能力不足已經成為西北電網棄風棄光的主導因素，并將成為制

92、約西北五?。▍^）新能源消納的主要因素。寧夏電網和甘肅電網在供熱期間調節能力較弱；新疆自備電廠占新疆電力總裝機 30% 以上，由于自備電廠火電機組不參與調峰，新疆電網的調峰能力逐年下降，不僅使電網運行安全受到威脅，還影響到新能源消納的空間。需要擴大直購電和跨省區電力交易規模，充分發展輔助服務市場，引入需求側響應，加快電能替代，提高系統整體調峰能力，促進新能源消納。（三）綠色電力市場交易制度缺失當前，我國綠色電力市場化交易機制缺失，尚未完全形成市場化定價機制。由于區域壁壘和地方保護的阻礙，區域電力市場尚未打通。一方面，電力交易、市場化定價受地方有關部門行政干預問題較嚴重，市場機制發揮不徹底。另一方

93、面，為了避免長距離傳輸造成的電力損耗，各省電力優先考慮省內消納，在本省發電量不夠的情況下才會使用外省輸送的電量。而隨著棄風、棄光現象的愈演愈烈，如果本省無法完全消納風電、光伏發電，那么，即便外省清潔電價多么低廉，本省政府也不愿接收外來清潔電力。這也是 2018 年 7 月國家發改委、國家能源局發布關于積極推進電力市場化交易 進一步完善交易機制的通知的原因。該通知要求，各地區有關部門要最大限度減少對微觀事務的干預，充分尊重和發揮企業的市場主體地位，不得干預企業簽訂合同，不得強制企業確定電量和電價，不得干擾合同履行，不得實行地方保護。（四）跨省跨區電力交易障礙隨著近年來我國跨省跨區電能交易規模的不

94、斷增大，跨省跨區電能交易中存在的問題也一一暴露出來。首先，我國雖然已經建立了跨省區電力市場交易平臺，但新能源跨省區消納尚存在壁壘。有個別地區拒絕接納跨省區送入的可再生能源電量，對省外購電的電量、電價、電力以及市場主體省外購電選擇權進行限制，妨礙了市場化交易的開展，急需進行市場機制建設。其次，我國跨省跨區電能交易在送端的上網電價實行政府定價，缺乏價格調節機制，影響了送、受電雙方的積極性。第三， 在交易價格上， 跨省跨區送電部分交易行為不規范，價格未能反映市場主體意愿。例如，西北送華中跨區交易中，部分交易的電量、電價高出申報意愿，購電方的價格意愿沒有得到充分尊重。0%10%20%30%40%50%

95、20142015201620172018新疆 甘肅寧夏青海陜西新疆 甘肅寧夏青海陜西0%5%10%15%20%25%30%35%2015201620172018圖表 31：西北五省歷年棄風率資料來源：國家能源局，領航智庫圖表 32：西北五省歷年棄光率資料來源：國家能源局，領航智庫23（六）輔助服務機制缺失所謂輔助服務是為生產電能量額外提供的服務，我國輔助服務補償機制于 2006 年起步，2014 年國家能源局將跨省跨區交易電量納入電力輔助服務補償機制范疇，至新一輪電力體制改革之前，電力輔助服務補償機制在全國范圍內基本建成。然而，隨著電力現貨市場建設的不斷深入，輔助服務補償機制在向現貨背景下的輔

96、助服務市場機制過渡的過程中，面臨定價機制、配合機制缺失等問題。隨著近年來風電、光伏發電在電力系統中占比的提升，無償服務服務和輔助服務的品種未能相應做出調整，如此前因水電、火電機組固有特性而被列為無償輔助服務的一次調頻，以及間歇性電源所需要的快速爬坡等服務；而且，對于同一輔助服務產品也未能做到按照供需決定價格。輔助服務成本作為電力成本的一部分，本應由用戶承擔，但現狀是發電企業承擔了全部的輔助服務費用，沒有將輔助服務的壓力傳導到客戶。此外，有償輔助服務與電力直接交易、現貨市場的配合機制尚不健全，應建立健全新能源產業輔助參與電網調峰調頻機制。（七）電力需求側管理制度不健全我國需求側管理相關法律法規不

97、健全，缺乏財政、稅務等相關配套政策支持，可操作性不強。另外，我國電價結構不合理， 峰谷分時電價方面， 峰電價與谷電價之間差距未拉開，難以發揮對用電客戶移峰填谷的激勵作用；季節性電價方面，避峰電價尚未得到廣泛使用。此外，實施電力需求側管理的激勵機制不足。根據國家電力需求側管理平臺，2019 年，河北、山東、湖南、湖北、浙江和西藏等 6 個?。▍^）電力供需形勢緊張，需要加快系統調峰能力建設，加強需求側管理。（五）配售電市場成熟度低我國配售電市場尚未成熟，當前我國配電網自動化覆蓋率較低，電網投資多集中在輸電網而非配電網，且配電網在電源側面臨大量分布式可再生能源發電上網的挑戰，只有建設堅強、智能的配電

98、網，才能使大量可再生能源并入配網成為可能。從售電主體來看，電改 9 號文下發之后，售電公司呈現井噴式增長，公開數據顯示，全國已在交易中心公示的售電公司超過 4000 家，通過工商注冊的售電公司更是多達萬家。然而，近年來，其中部分售電公司出現找不到電力用戶和合適的電量，從而難以開展業務的問題，進入市場交易的不足四成；同時， 由于商業模式單一、 同質化傾向嚴重， 競爭激烈，加上電力交易合同執行的偏差考核風險，大批靠售電價差來獲取利潤的售電公司虧損嚴重、生存困難，不得不進行轉讓或退出市場。02468101214北京河北內蒙古遼寧黑龍江江蘇安徽山東廣東廣西重慶四川云南圖表 33：截至 2019 年初江

99、蘇省售電公司主動退市數量居全國首位資料來源：領航智庫24中國綠色電力消費能力提升專題研究報告（八）新能源配額制及綠證落地難綠證全稱是中國綠色電力證書，是國家對發電企業每兆瓦時非水可再生能源上網電量頒發的具有獨特標識代碼的電子證書，是消費綠色電力的唯一憑證。我國于 2017 年 7 月 1日起開始實施綠證自愿認購，由國家可再生能源信息管理中心通過國家能源局可再生能源發電項目信息管理平臺向符合資格的可再生能源發電企業頒發。綠證涵蓋納入國家財政補貼目錄的陸上風電和光伏發電（不含分布式）。當前，我國可再生能源配額制實施方案已下發近半年，可再生能源綠色電力證書自愿認購實施一年多，然而在政策落地與實施方面

100、仍面臨諸多難題，如綠證市場交易機制不完善、配額考核與監管不同步、缺乏相應的激勵制度等。根據綠色電力證書自愿認購交易平臺公開的數據，截至 2019 年 10 月 13 日，我國綠證累計風電核發數量達到2323.1 萬個，累計風電掛牌量 577.2 萬個，累計風電交易量僅 3.3 萬個，平均成交價格在 173.5 元 / 個；累計光伏核發數量達到 355.2 萬個，累計光伏掛牌量 72.0 萬個，累計光伏交易量僅 160 個，平均價格為 725 元 / 個。目前的綠證制度對企業、個人缺乏足夠的吸引力。數據顯示，我國綠證交易量遠遠小于核發量，風電和光伏綠證交易量合計 2678.37 萬個，僅占我國綠

101、證龐大核發數的 3.74%，其中，光伏綠證交易遇冷，累計交易量僅有 160 個，交易量超過 30 個的省份只有山東、青海和江西。黑龍江吉林遼寧北京天津河北山西山東江蘇上海浙江福建臺灣海南澳門廣東廣西云南四川重慶貴州湖南江西安徽河南陜西寧夏內蒙古甘肅青海西藏新疆湖北緊張平衡富裕香港3317216023231366 5771979 3552301 719894 0500000010000000150000002000000025000000累計核發量累計掛牌量 累計交易量 風電 光伏 圖表 34：2019 年河北山東等六省區電力供需形勢緊張資料來源：國家電力需求側管理平臺，領航智庫圖表 35：綠證

102、自愿認購不活躍資料來源：綠證認購平臺，領航智庫（單位：個）25目前，綠證價格較為昂貴，是國際平均水平的 10 倍以上，即使是有購買綠證傳統的大型企業，在昂貴的綠證價格面前也要考慮能源成本問題。 當前風電綠證價格在128.6元-232.2元 / 個之間波動，光伏綠證價格則遠高于風電，達到 668.3元 / 個，對于購買企業來說是一筆不小的成本。目前，綠證的購買者多為能源企業或者是從事能源工作的個人，尚未形成廣泛的社會影響力，需要創造激勵包括非能源行業的群體普遍自愿采購綠證的環境。另外，用電企業購買綠證后，不能進行二次交易，也不能享受其他優惠政策，在這種政策機制下，緊靠企業的社會責任難以實現綠證的

103、全面推廣，應充分發揮綠證的金融屬性和市場機制的作用。（九）綠電消費觀念相對滯后一方面，綠色能源消費尚未完全深入人心，除了蘋果公司等對節能環保意識強烈、承諾 100% 使用可再生能源電力的大型跨國企業外，許多公司和個人還不愿意主動消費綠色電力，為新能源的發展額外買單。另一方面，有些公司或機構僅僅是為了自我宣傳的目的才支持綠色消費，但是在市場上卻感覺不到綠證帶來的不同，得不到實質性的獎勵，也就不愿再為了消費綠色電力花心思。因此，需要進一步增強國民環保意識，培養綠電消費觀念。（十）政府激勵和懲罰機制不足現階段，我國對綠色電力消納的激勵機制不足。綠證認購平臺的數據顯示，在 2019 年 1 月 15

104、日至 10 月 12 日認購的 50 個買方中，大宗綠證認購的企業只有蘋果中國，購買數量為 3000 張，另外，有半數以上的買方僅認購了 1 張，可見，多數企業對于綠證態度稍顯冷淡，尚持觀望態度，需要政策給予激勵。同時，國家支持新能源產業的相關法律法規執行剛性還需進一步加強，相比歐美發達國家，我國雖然已經出臺了相關政策，但在實施過程中缺乏剛性，對綠電消納提升的推動作用有限。以可再生能源電力消納保障機制來說，為了降低政策推行的阻力，國家僅規定省級能源主管部門負責對承擔消納責任的市場主體進行考核，按年度公布可再生能源電力消納量考核報告；對未按期完成整改的市場主體依法依規予以處理，將其列入不良信用記

105、錄，予以聯合懲戒，但未見明確的懲罰措施，懲罰機制不足。圖表 36：光伏綠證交易遇冷資料來源：綠證認購平臺，領航智庫（單位：個）山東青海江西寧夏甘肅河北新疆新疆兵團江蘇西藏內蒙古40 33 31 20 12 9 5 5 3 1 1 05101520253035404526中國綠色電力消費能力提升專題研究報告國外綠電交易機制和案例從國際經驗看，可再生能源配額政策（RPS）+ 可再生能源證書是普遍應用的可再生能源激勵政策。目前，美國 29 個州和華盛頓特區，以及英國、日本、澳大利亞、印度等 20 多個國家均實行了配額制。配額制政策實施較成功的國家（州），由于充分發揮了市場的調配作用，其可再生能源發展

106、成效也突出，例如得克薩斯州成為美國最大的風電市場。（一） 美國綠色電力市場形成強制、 自愿交易兩個市場美國的綠色電力市場興起于 20 世紀 80 年代，目前已形成強制市場與自愿交易并存、 采購方式靈活多樣的市場格局，主要包括基于可再生能源配額制的強制市場，以及自愿交易市場兩種市場，交易主體主要包括可再生能源發電商、傳統能源發電商、配電公司以及電力用戶等。目前，美國有 29 個州、華盛頓特區及 3 個附屬地區實施強制配額政策，另有 8 個州和 1 個附屬地區設定了非強制的可再生能源配額目標。 從配額目標分布上來， 美國東北部地區、中大西洋地區、西部地區（主要是加州、俄勒岡州）的配額目標普遍居高，

107、中西部地區、東南部地區及德州的配額要求較為寬松。各州的配額制政策各有不同，差別包括配額目標和達標時間、資格限定（限定技術、位置等）、實施方式等，但是一般會配套可交易綠證機制來促進政策的強制實施。資格審查監督配額義務完成出售電力證書提交證書購買購買電力供電商（責任人）證書注冊證書提交證書出售證書購買證書申請證書提交回收發放運行管理機構合格的發電商證書注冊、追蹤、交易系統證書自愿購買電力調度（電網）圖表 37：一般綠色證書交易系統示意圖資料來源：領航智庫強制市場州政府依據配額制相關法律法規建立，承擔配額義務的責任主體實現可再生能源配額目標29 個州、華盛頓特區及 3 個附屬地區實施配額制8 個州和

108、 1 個附屬地區設定非強制的可再生能源目標自愿交易市場消費者出于自身綠電消費意愿采購可再生能源圖表 38：美國已形成強制和自愿交易兩種市場資料來源：世界資源研究所，領航智庫五、27交易主體市場行為可再生能源發電商生產可再生能源電力并獲得綠電證書，通過出售證書獲得收入傳統能源發電商承擔政府規定的可再生能源發電配額并完成配額目標配電公司接收可再生能源電力電力用戶強制或資源購買可再生能源電力或綠電證書，參與市場交易圖表 39：配額制主要交易主體包括發電商、配電公司及電力用戶資料來源：領航智庫圖表 40：美國自愿市場主要采購方式資料來源：世界資源研究所，領航智庫項目主要買方2017 年交易電量自愿購電

109、協議（PPA）谷歌、亞馬遜、微軟等 IT 企業213 億 kWh競價市場大型綠電供應商181 億 kWh非捆綁綠證市場大型用戶與居民用戶和小型商業用戶518 億 kWh可再生能源證書（RECs）是美國配額制的配套政策，用以對履責主體的責任進行核查。證書的價格通常通過市場交易形成，證書的年份、地區、電源品種都會對證書的價格產生影響，例如，在得克薩斯州，風電證書更受青睞，而在其他要求太陽能利用比例的州中，售電公司更傾向使用太陽能證書（SRECs）。追蹤系統是美國可再生能源證書交易機制的核心，其證書生產、交易、銷售的每一個環節都有追蹤系統進行監測。目前，美國共有 10 個追蹤系統，用以監督和記錄綠證

110、交易和配額制的完成情況。美國的追蹤系統共分為兩類，分別以綠電交易合同和可再生能源綠色電力證書編號為基礎。前者主要通過第三方機構對電力交易合同/綠證交易合同進行審計，后者則通過每張綠證上獨一無二的編號，對發電企業名稱、綠電品種、綠電生產時間等信息進行記錄。在考核與監管方面，各州的公共事業委員會對于配額指標的完成情況制定了嚴格的懲罰機制。例如，在美國配額制的樣板得克薩斯州，對不能按時履約的配額制履責主體處以50 美元 /MWh 的懲罰；加利福尼亞州將對未達到“2020 年銷售電量 33% 以上來自可再生能源”要求的責任主體進行懲罰，罰金高于銷售電價。美國自愿交易市場十分繁榮，采購方式靈活多樣，產生

111、了一批具有強烈社會責任意識的企業。例如，蘋果公司不但自身運營 100% 使用可再生能源，還要求供應鏈合作伙伴也加入綠色能源行列。蘋果在中國購買的綠證數量一度位居購買企業榜首。28中國綠色電力消費能力提升專題研究報告（二）歐盟綠色電力消納與機制歐盟共有 28 個成員國，其中，荷蘭、丹麥、瑞典、芬蘭、德國、英國、法國等多個國家均引入了可再生能源電力配額制和可再生能源證書。荷蘭的綠色電力以風電、太陽能發電、水電和生物質發電為主。荷蘭于 1998 年自發建立了綠色證書交易系統，向用戶推廣綠色電力，并于 2001 年 7 月創建了綠色標簽頒發系統（Green Label）。經過十多年的發展，荷蘭已經形成

112、了可再生能源配額制與綠電自愿認購相結合的綠色證書體系。荷蘭注重培育消費者對于綠電的使用，培養出了荷蘭用戶廣泛而強烈的環保意識。目前荷蘭的家庭用戶是綠電的主要采購者，占比從 2008 年的 38%，2010 年的 44% 增長至75%，剩余的 25% 是大型企業用戶依法強制購買綠電指標。目前， 除海上風電價格高昂外， 荷蘭的綠電價格基本達到了 “灰電”（煤油氣等化石能源）的價格，甚至更便宜。荷蘭政府指定 CertiQ 機構對綠電的具體來源進行認證，標注來源證明的綠色證書以電子形式簽發，成為荷蘭生產綠電的唯一有效憑證。2004 年以來，該機構給予的綠電認證得到了荷蘭乃至歐洲的承認，CertiQ 頒

113、發的綠證可以在整個歐盟范圍內進行交易。瑞典的綠色電力包括風電、太陽能發電、生物燃料、水電以及地熱能等， 自2003年5月開始實施綠色電力證書制度。瑞典綠證的獨特之處在于，其在 2012 年與挪威合作開通了聯合綠色電力證書市場。在瑞典，供電商、電力公司、電力用戶均具有可再生能源配額義務，必須持有與售電量 / 用電量一定比例的綠證數量。綠證價格由市場供需確定，各種不同類型的可再生能源電力所獲得的證書價格相同，因此，配額義務方有充分的自由選用風電、太陽能、生物質發電等各類可再生能源電力。與其他實行配額制的國家類似，瑞典也建立了綠證的監管和處罰機制。瑞典能源署和瑞典國家電網公司共同實施綠色電力證書制度

114、，分別負責監管和記賬。若配額義務方的賬戶持有綠證數量不足，將對其未完成的綠證量處以證書平均價格 1.5 倍的罰款。丹麥的綠色電力主要包括風電、生物質發電、太陽能發電等，作為風電大國，風電在丹麥的可再生能源電力中占有絕對優勢， 丹麥政府對風電采取強制上網電價制度。 除風電外，生物質也是配額制框架下可再生能源重點發展種類。丹麥的綠色電力證書沒有有效期的限制，但對每年的義務目標有三個月寬限期的規定。每年年末，不能完成目標的義務主體將被處以 270 丹麥克朗 /MWh 的處罰。國家綠色電力交易機制監管機構責任主體美國風電、太陽能光伏發電、生物質氣化發電、地熱發電及小水電可再生能源證書 (RECs)州公

115、共事業委員會售電公司荷蘭風電、太陽能發電、水電和生物質發電綠色標簽頒發系統（GreenLabel）CertiQ能源公司瑞典風電、太陽能發電、生物燃料、水電及地熱能綠色電力證書瑞典能源署供電商、電力公司電力用戶丹麥風電、生物質發電、太陽能發電綠色電力證書丹麥能源環境部電力消費者圖表 41：美國與歐盟綠證交易機制對比資料來源：世界資源研究所，領航智庫29（一）進一步推動新能源電力 市場交易新電改賦予了電流用戶與發電企業、售電公司簽訂購售電合同，進行電力市場交易的權利。目前，綠電在電力市場的交易主要通過直接交易、委托售電公司代售、隔墻售電以及現貨交易四種方式來實現。隨著電力體制改革的深入推進， 直接

116、交易規模不斷擴大，近年來，部分省開始試行綠電直接交易。2016 年 3 月，國家發改委同意放開部分銀東直流跨區送受電計劃，作為跨省跨區送受電市場化試點，山東省電力用戶可以向陜西、甘肅、青海、寧夏、新疆等?。▍^）的風電、太陽能發電企業直接采購綠電。2019 年 6 月 20 日，北京電力交易中心組織開展7-12 月北京 2022 年冬奧會場館綠色電力直接交易，共有 6家新能源發電企業與冬奧場館用戶達成交易，成交電量 0.5億千瓦時，完全滿足 2019 年下半年冬奧場館用電需求，預計可減少標準煤燃燒 1.6 萬噸、減排二氧化碳 4 萬噸。委托售電公司代售電模式，新能源項目委托售電公司代售電， 售電

117、公司對代售電量按照綜合售電價格扣除過網費后，將剩余售電收入轉付給新能源項目公司?！案魤κ垭姟奔捶植际桨l電市場化交易，分布式發電項目公司與配電網內附近的電力用戶進行電力交易，電網企業承擔分布式發電的電力輸送任務，按政府核定的標準收取過網費。隨著 2019 年 5 月第一批 26 個分布式市場化交易試點區域的公布，以及江蘇省分布式發電市場化交易規則（征求意見稿）公開征求意見，“隔墻售電”成為分布式發電項目全面市場化的關鍵?，F貨市場是電力市場的一部分，推動新能源現貨交易是綠電消納的新模式。 大力開展富余新能源的跨省區現貨交易，有助于新能源大范圍消納，實現全國范圍內新能源資源的優化配置。目前，甘肅已啟

118、動電力現貨市場試運行，實現了棄風棄光率的同比下降。綠電消納能力提升解決方案六、30中國綠色電力消費能力提升專題研究報告（二）提高電力需求側管理能力電力需求側管理是指電力供應側采取行政、經濟和技術措施， 鼓勵電力用戶即需求側有序用電、 節約用電、 科學用電。需求側管理增加可再生能源消納空間。新電改對電力需求側管理提出新的要求，電改 9 號文明確提出要積極開展需求側管理和能效管理，通過實施需求響應等促進供需平衡和節能減排。新的形勢下，電力需求側管理除做好電力電量節約外，還要從需求側促進可再生能源電力的有效消納利用。2019 年 7 月 10 日，工信部印發工業領域電力需求側管理工作指南，提出工業領

119、域各類用能單位可在其所管轄區域內合理建設分布式光伏、風電等可再生能源發電項目，所產生電力優先自發自用，余量上網；用能單位可通過調整用電計劃和用電方式， 或配置儲能設備， 參與可再生能源消納，降低用電成本。該指南還給出了工商業分布式光伏參與開展電力需求側管理的激勵措施：開展電力需求側管理的用能單位，鼓勵申請政府財政獎勵、 費用補償、 可中斷負荷電價和高可靠性電價、輔助服務費用、重點能耗企業監測補償、節能技改或合同能源管理項目獎勵等政策支持，支持優先參與直供電試點及電力市場交易，并給予媒體宣傳、榮譽證書等相關激勵。這意味著，在電力需求側管理領域，分布式光伏、風電等可再生能源具有無限商機。（三）推動

120、跨省跨區綠電交易2015 年，國家發改委發布關于完善跨省跨區電能交易價格形成機制有關問題的通知，明確通過協商或市場化交易方式確定送受電量和價格。國家鼓勵通過招標等競爭方式確定新建跨省跨區送電項目業主和電價；鼓勵送受電雙方建立長期、穩定的電量交易和價格調整機制，并以中長期合同形式予以明確。同時，將對跨省跨區送電專項輸電工程進行成本監審， 重新核定輸電價格。 輸電價格調整后， 同樣按照 “利益共享、風險共擔”的原則將調整幅度在送電方、受電方之間按照 1:1 比例分攤。2018 年上半年，北京省間清潔能源交易電量 1805 億千瓦時，同比增長 8.6%，其中省間風電、太陽能等新能源交易電量 380

121、億千瓦時，同比增長 50%。8 月，我國首部跨區跨省交易實施細則北京電力交易中心跨區跨省電力中長期交易實施細則（暫行）獲得國家能源局批準，交易品種分為省間電力直接交易、省間外送交易和省間合同交易，交易組織方式分為雙邊協商、集中競價和掛牌交易等。2019 年，青海成功開展了“綠電 15 日”全清潔能源供電實踐。青海依托堅強智能電網，三級調度和兩級交易協同運作，建立跨區、跨省、省內多品種交易機制，不斷開拓新能源消納市場，形成長短期結合、跨省區協同、多主體競價的市場化交易機制，為此次“綠電 15 日”提供了保障。（四）推動配額和綠證交易落地可再生能源配額制是指國家用法律的形式，強制性規定可再生能源發

122、電在總發電量中所占比例，并要求電網公司對其全額收購，對不能滿足配額要求的責任人處以相應懲罰的制度。綠證即可再生能源證書是可再生能源配額制度的配套政策，對風電、光伏發電、光熱發電、生物質發電等可再生能源發電消納提供支持。每購買一個綠證，相當于消費了1MWh 的可再生能源電力。2017 年 7 月 1 日起，我國啟動了綠證核發和自愿認購，支持單向掛牌和協議轉讓兩種交易方式。其中，風電綠證更受青睞，從省份上看，河北省風電綠證累計交易量遠超其他?。▍^、市）。2019 年 5 月，可再生能源配額制以“可再生能源電力消納保障機制”的形式正式出臺，確認了用戶側作為新能源配額的承擔方， 我國進入了強制消納可再

123、生能源電力的新階段。未來，綠證將配合消納責任權重在解決補貼缺口方面發揮重要作用。9 月 25 日，國家能源局新能源和可再生能源司作價800 萬元對可再生能源電價附加補貼與自愿綠證認購政策研究及技術服務項目進行公開招標。圖表 42：河北省風電綠證累計交易量遠超其他?。▍^、市）資料來源：綠證認購平臺，領航智庫（單位：個）33 20 11 2235632007 1301 1242 1051 1012 1008 544 538 247 241 131 128 93 0500010000150002000025000河北內蒙古遼寧黑龍江安徽山西貴州寧夏山東廣西新疆四川甘肅福建湖北河南吉林云南31時間文件

124、主要內容2012 年 5 月可再生能源電力配額管理辦法（討論稿）承擔發電配額義務的主體為控股總裝機容量超過 500 萬千瓦的發電企業2013 年 2 月關于征求 意見的通知各?。▍^、市）級政府將作為可再生能源電力配額消納義務的行政責任主體2014 年 9 月可再生能源電力配額考核辦法（試行）配額指標將分為基本指標和先進指標兩級進行考核2016 年 2 月關于建立可再生能源開發利用目標引導制度的指導意見國家能源局制定各?。▍^、市）能源消費總量中的可再生能源比重目標和全社會用電量中的非水電可再生能源電量比重指標2018 年 3 月可再生能源電力配額及考核辦法（征求意見稿）明確承擔配額義務的市場主體

125、包括省級電網企業、其他各類配售電企業、擁有自備電廠的工業企業、直購電用戶等；引入可再生能源電力證書制度2018 年 9 月可再生能源電力配額及考核辦法（第二次征求意見稿）明確配額義務主體包括省級電力公司、地方電網企業、配電售電公司、 獨立售電公司、 參與電力直接交易的電力用戶、擁有自備電廠的企業；首次提出配額補償金2018 年 11 月關于實行可再生能源電力配額制的通知（征求意見稿）對各省級行政區域規定的應達到的最低可再生能源比重指標為約束性指標， 按超過約束性指標10%確定激勵性指標；自 2019 年 1 月 1 日起正式進行配額考核2019 年 5 月關于建立健全可再生能源電力消納保障機制

126、的通知對電力消費設定可再生能源電力消納責任權重；明確承擔消納責任的市場主體為電網企業、獨立售電公司、擁有配電網運營權的售電公司、電力用戶和擁有自備電廠的企業；明確消納量核算方式圖表 43：配額制政策發展過程資料來源：國家發改委，國家能源局，領航智庫為了推動綠證交易發展，第一，加強綠色能源宣傳力度，讓公眾了解綠色電力對改善生態環境、提高人民生活質量、實現國民經濟可持續發展的重要作用，提高公眾對綠色電力的認知度；第二，對認購綠電的單位和個人實施更多的配套激勵措施，提高用戶主動購買綠色電力的意愿，例如，對于積極申請綠證的可再生能源發電企業，優先確保其電力的并網消納，對于積極認購的綠電消費者進行表彰，

127、并考慮實施稅收減免等；第三，開放綠證價格限制，允許綠色電力證書進行二次交易，使綠證真正發揮其金融價值，吸引更多新能源行業外的企業和資金參與綠證交易，充分通過市場手段調節綠證價格，激發市場交易活力。32中國綠色電力消費能力提升專題研究報告（五）創新風光儲充一體化模式隨著儲能技術的不斷發展，風光儲充一體化項目逐漸發展起來。在以往電網主導的電動汽車充電站的建設中，往往面臨土地資源不足或電網接入問題。風光儲充一體化模式能夠在有限的土地資源中解決配電網問題，有利于風電、光伏等新能源的大量使用。案例一：湄洲島風光儲充一體化湄洲島是福建省莆田市第二大島。島上海景大酒店停車場、游泳池走廊分布式光伏發電項目是湄

128、洲島綜合能源服務示范區特色項目，裝機容量 103.7 千瓦，預計年平均發電量13 萬千瓦時，每年可節約用能成本 5 萬元。島上的儲能電站除了在應急情況下滿足電能供應外，還采用風光儲互補發電技術，提高配電網末端對風電、光伏發電的消納能力。2019年，國網福建電力將對湄洲島儲能電站原有 1000 千瓦 /2000千瓦時儲能系統實施改造，二期再建設一套儲能系統組成集中式儲能電站，同時在酒店、公共建筑等領域推廣建設分布式儲能系統，與島上的光伏發電、風電組成多能互補系統，實現風光儲充一體化。案例二：北京大紅門直流光儲充一體化電站2019 年 3 月，北京集美大紅門 25MWh 直流光儲充一體化電站項目正

129、式投入運營。該項目包括 25MWh 磷酸鐵鋰電池儲能、一期 1.4MWh 屋頂光伏和 150KW 大功率直流快速充電樁，是第一個直流光儲充一體化項目、用戶側最大規模儲能電站，項目一期日售電能力超過 4 萬度，可以參與綠電消納和電力需求側調節?！笆濉币巹澝鞔_將“推動儲能電站示范工程建設，加強多種電源和儲能設施集成互補” 列入能源發展重大工程。隨著儲能技術的不斷提高，風光儲充一體化項目迎來發展機遇。數據顯示，預計到 2020 年，我國充放儲一體化充電站投資規模將從 2015 年的 11.5 億元增長至 103.7 億元。（六）加速推進電能替代國家發改委關于推進電能替代的指導意見指出，支持電能替

130、代用戶參與電力市場競爭，與風電等各類發電企業開展電力直接交易，增加用戶選擇權，降低用電成本；創新商業模式，鼓勵以合同能源管理、設備租賃、以租代建等方式開展電能替代。電能替代以分布式應用為主。隨著我國電能替代工作向縱深發展，分布式光伏、分散式風電以及生物質發電等清潔能源在工業、交通運輸、電力供應與消費等眾多領域可發揮的余地較多，風電、太陽能等清潔能源可以替代燃煤自備電廠發電，有助于提高清潔能源利用水平。在北方風電、太陽能大規模發展的情況下，以電代煤的優勢明顯。當前，我國正在持續深入推動北方城市清潔供暖和電能替代。電力發展“十三五”規劃提出電能替代的目標是 4500 億千瓦時，僅國家電網 2016

131、-2018 年便完成3566.02 億千瓦時，占比達 79%。數據顯示，2018 年累計完成電能替代電量 1557.65 億千瓦時，同比增長 21.12%，有效緩解了“三棄”，促進清潔能源消納。以 2022 年國際冬季奧林匹克運動會的主辦城市張家口為例，該市太陽能、風能資源十分豐富，2018 年，河北省發改委發布張家口市參與四方協作機制（即“政府部門 + 電網企業 + 可再生能源發電企業 + 用戶企業”）電采暖用戶準入與退出管理規定 （試行） 及電能替代用戶準入與退出管理規定 （試行），加快推進張家口地區清潔供暖建設工作，開展電力直接交易，推進電力市場化建設。1063 1150 1353.02

132、 45 136.04 204.63 02004006008001000120014001600201620172018國家電網 南方電網 圖表 44：2016-2018 年國網和南網電能替代量不斷增加資料來源：領航智庫（七）創新電力金融解決方案將綠色電力作為金融產品， 是實現綠電消費的重要途徑?！笆濉币巹澝鞔_提出要構建我國綠色金融體系，2017 年6 月國務院決定在浙江（湖州、衢州）、江西（贛江新區）、廣東（廣州）、貴州（貴安新區）、新疆（哈密市、昌吉州、克拉瑪依市）五省區建設綠色金融改革創新試驗區。2018年，我國綠色金融市場規模持續擴大，產品日益豐富，當年共發行綠色債券（含資產證券化）

133、超過 2800 億元，存量接近 6000 億元，位居世界前列。33綠電交易的經濟價值及效用在現階段電力供需寬松的背景下，電力市場交易可以在一定程度上降低用能成本。工商業用戶開展綠電市場交易一方面可以提高綠色電力消費占比，提高環境價值；另一方面通過市場交易手段降低電價水平，提高企業經濟效益。我們從兩個維度測算，綠色電力市場交易創造的經濟效益。一是從全社會經濟效益維度，二是從微觀工商業個體維度。經濟測算取決于兩個變量，一是綠色電力交易電量，二是綠色電力交易電價。除此外，綠電交易也是推進可再生能源配額制落得重要路徑。（一）2020 年綠電市場交易預計 創造 180 億元經濟價值從全社會角度看，綠色電

134、力交易創造的經濟價值計算公式為：交易電量（千瓦時）X 交易折價（元 / 千瓦時）根據中電聯統計，2018 年大型發電集團（指參加中電聯電力交易信息共享平臺的 11 家中央及地方大型發電企業集團）風電機組累計上網電量 1842 億千瓦時，風電市場交易電量 395 億千瓦時，風電上網電量市場化率為 21.4%。風電市場交易平均電價為 0.4697 元 / 千瓦時，較上網電量平均電價降低 0.0982 元 / 千瓦時。2018 年大型發電集團光伏發電累計上網電量 328 億千瓦時，市場交易電量 87 億千瓦時，光伏發電上網電量市場化率為 26.6%。光伏平均市場交易電價 0.7731 元 / 千瓦時

135、，較上網電量平均電價降低 0.0622 元 / 千瓦時。大型發電集團風電、光伏發電交易的情況具備一定代表性。我們按照清潔能源市場化交易不同占比、交易電價不同折價幅度，分多個情景，分別測算綠色電力市場交易帶來的經濟價值。測算顯示，在風電市場化交易比例 21.4%、光伏交易比例26.6%的情境下， 風電、 光伏分別按照市場交易折價0.0982元 / 千瓦時、0.0622 元 / 千瓦時計算，2018 年在市場交易的驅動下，清潔能源市場交易比例的提升可以帶來 106.28 億元用能成本下降，相當于創造等值的經濟效益。七、34中國綠色電力消費能力提升專題研究報告（二）綠電交易降低工商業用戶 用能成本從

136、微觀工商企業層面看，選擇通過與新能源發電企業市場交易可以實現降低用能成本的需求。在目前我國電力用戶終端電價構成中，銷售電價 = 上網電價 + 環保電價 + 輸配電價 + 線損 + 政府性基金 + 城市公用事業附加。除此外，工業用戶還根據電壓等級不同支付相應容量電價。在政府定價的管理模式下，上網電價由價格管理部門制定，各地電價水平不一，既往燃煤發電和新能源發電以標桿電價的形式存在；環保電價為國家向燃煤發電企業建設脫硫、脫銷、除塵等環保設備提供的環保補貼電價，脫硫電價加價標準為每千瓦時 1.5 分錢，脫硝電價為 1 分錢，除塵電價為0.2 分錢。輸配電價由政府定價。本輪電力體制改革以來，國內啟動省

137、內輸配電價核定、跨區輸電價格核定，按照成本加準許收益的方法確定輸配電價。線損則是在電流輸送過程中，損耗的電量。在國內電價構成中，政府性基金和城市公用事業附加同樣由政府定價。其中，政府性基金包括國家重大水利工程建設基金和大中型水庫移民扶持基金、農村還貸資金、可再生能源附加費以及公用事業附加費，部分地方政府征收的水利或水庫移民基金。以廣東省內工商業企業為例，根據國家能源局2018 年度全國電力價格情況監管通報，廣東省內平均銷售電價為635.76 元 / 千千瓦時，其中燃煤平均上網電價 441.05 元 /千千瓦時，電網購銷價差（不含稅）150.59 元 / 千千瓦時，政府基金及附加 29.6 元

138、/ 千千瓦時，電網線損率為 3.46%。隨著風電、光伏發電量增加（年均電量增長均按 10% 測算），在市場交易比例逐年提高、新能源交易折價適度增加的假設下，按照風電市場交易比例 25%、光伏市場交易比例30%，風電、光伏市場交易折價分別為 0.0982 元 / 千瓦時、0.0622 元 / 千瓦時計算，預計 2019 年綠電市場交易創造135.27 億元經濟價值；2020 年綠電市場交易相應創造 181億元經濟價值。預計到 2025 年綠色電力交易創造的經濟價值在 500 億元左右。按照 1 度電創造 10 元 GDP 的情形初步換算，2018-2020 年綠色電力交易創造的經濟價值分別與耗電

139、 10.6 億千瓦時、13.5 億千瓦時、18.1 億千瓦時貢獻的 GDP 相當。按照 2018 年全國 6000 千瓦及以上電廠供電煤耗 308 克 / 千瓦時測算，相當于 2018-2020 年分別減少煤耗 32.7 萬噸、41.6萬噸、55.7 萬噸；按照 1 噸標煤排放二氧化碳 2.6 噸測算，相當于減少二氧化碳排放 85 萬噸、108 萬噸、145 萬噸。時間能源類型發電量（億千瓦時）市場交易比例市場交易電量（億千瓦時）市場交易折價（元 / 千瓦時）綠電交易經濟價值（億元）經濟價值合計（億元）2018風電366021.40%783.240.098276.91106.28 光伏1775

140、26.60%472.150.062229.372019E風電402625%1006.50.098298.84135.27光伏1952.530%585.750.062236.432020E風電4428.630%1328.580.1002133.12181.38光伏2147.7535%751.71250.064248.26圖表 45：從全行業維度測算綠電交易經濟價值資料來源：領航智庫圖表 46：廣東 2018 年銷售電價構成（元 / 千千瓦時）資料來源：國家能源局，領航智庫電價構成平均銷售電價( 不含稅）燃煤平均上網電價電網購銷價差（不含稅）電網線損政府基金及附加金額635.76441.05150

141、.593.46%29.635在上述終端電力用戶的電價構成中，電網購銷價差（含跨省區輸電價格、省內輸配電價）在一定監管期內保持不變，政府基金及附加亦由政府電價；唯有上網電價是變量。在新的電力市場機制下，用戶既可以選擇按政府目錄電價向電網企業購電，也可以選擇參與電力批發交易、競價交易或由售電企業代理參與電力零售交易。按照國家發改委、國家能源局下發的電力中長期交易基本規則 ( 暫行 )，電力用戶可以與發電企業通過自主協商、集中競價、掛牌等市場化方式，開展的多年、年、季、月、周等日以上的電力交易。電力用戶與發電企業、電網企業分別簽訂和履行購售電合同、輸配電服務合同，在電力調度機構的統一調度下參與電力市

142、場交易。 從綠色電力交易的實踐看，目前國內已經有諸多區域和企業的典型應用案例。2019 年 7 月，國家體育館、國家游泳中心等首批北京冬奧會場館已全部用上全綠色電力。北京冬奧會委托國家電網有限公司組織開展綠色電交易，北京電力交易中心會同首都電力交易中心和冀北電力交易中心，組織開展了 2019 年 7月 12 月北京 2022 年冬奧會場館綠色電力直接交易。本次交易采用雙邊協商交易方式，交易電量和電價由購售雙方協商確定，張家口地區準入注冊的風力發電項目保障小時之外電量可自愿參與交易。北京和張家口地區第一批 7 家冬奧場館，與華電集團、華能集團、京能集團、河北建投等 6 家新能源發電企業共達成交易

143、電量 0.5 億千瓦時。其中，張家口 1 家冬奧場館交易電量 860 萬千瓦時，降低用戶用能成本 200 余萬元，折合度電成本降低 0.23 元 / 千瓦時。2019 年 10 月，北京大興國際機場完成 2019 年電力市場化交易確認工作，正式引入綠色電力。北京大興國際機場核心區用戶通過委托首都機場動力能源公司，利用北京電力交易中心、首都電力交易中心平臺，引入青海、山西等地的水電、光伏、風電等清潔能源。本次核心區用戶包括北京首都機場動力能源有限公司、中航油北京機場航空油料有限責任公司、 南航、 東航、 華北空管局五家公司， 合同簽訂電量1.39億千瓦時，其中北京首都機場動力能源有限公司占比最大

144、，合同簽訂電量 1.1199 億千瓦時，主要供應大興國際機場航站樓、飛行區、公共區的用電需求，預計將減少標準煤燃燒 1.4萬噸，減排二氧化碳 11 萬噸。從典型區域看，根據我們調研，2019 年內蒙古地區有風場保障小時數之外的交易電價在 5 分 / 千瓦時左右。這種交易方案一方面提高風場發電利用小時數，風場收益得到邊際改善，另一方面用戶可以在電力市場交易中獲得綠色低價電力，同時在經濟性和環保性上獲得收益。按照前述廣東省內企業用電構成，如果工業用戶或者工商業用戶能夠獲得許可參與綠色電力市場交易，交易電價上網電價如果按照 50-100 元 / 千千瓦時定價，可以實現銷售電價大幅下降。以廣東惠州中云

145、數據大數據中心為例，數據中以網絡機房為主，用于放置數據傳輸及轉換設備，為不同互聯網企業客戶提供數據研發服務和 AI 人工智能大數據分析，2018 年耗電量 61623 萬千瓦時。我們按照綠色電力在其用電量中不同占比，按照不同交易電價分別測算，測算顯示如果該項目綠電交易比例為 5%，當綠電交易電價為 0.05 元 / 千瓦時時，綠色電力交易的經濟性開始顯現，可以實現 1204.73 萬元用電成本減少，用能成本下降幅度為 4.43%；綠色交易電量規模逐漸擴大，綠電交易的經濟價值愈加明顯。當綠電交易比例擴大至 25%，綠色電力可以為公司帶來 5000-6000 萬元用電成本下降，用能成本下降幅度在

146、20% 左右。根據上述測算，在綠電市場交易的機制下，隨著交易比例的增加、綠電消費規模的擴大，綠色電力的經濟價值愈加顯著。尤其是對電價成本敏感度高的工商業、制造業，在新能源競價、平價的新時期，可以通過拓展市場交易的方式降低用能成本，提高企業經營效益。圖表 47：廣東惠州某數據中心綠電交易經濟性測算資料來源：領航智庫2018 年用電量（萬千瓦時）綠電交易比重綠色交易電價（元 / 千瓦時）政府定價（元 / 千瓦時）綠電交易經濟價值（萬元）用能成本下降幅度（%）情景一情景二情景一情景二情景一情景二616235%0.050.10.4411204.731050.674.43%3.87%10%2409.46

147、2101.348.87%7.73%15%3614.193152.0213.30%11.60%20%4818.924202.6917.73%15.46%25%6023.655253.3622.17%19.33%36中國綠色電力消費能力提升專題研究報告（三）綠電交易是可再生能源 “配額” 考核的重要實現路徑可再生能源配額制在國內的研究論證經過長達 10 余年時間，這項政策的出臺、制定涉及地方政府、電網企業、發用電主體、配售電公司、自備電廠等多個主體，利益博弈復雜。正因此，配額制也被稱為是最為難產的政策。2019 年 5 月 10 日，國家能源局正式發布關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知，

148、“配額制”以“可再生能源電力消納責任權重”的形式落地。按照國家能源管理部門設定的時間表，在經過 2019 年模擬運行后，自 2020年 1 月 1 日起全面進行監測評價和正式考核。按照上述通知， 國家能源局以 “可再生能源消納責任權重”為約束，確定各個省份 2018-2020 年消納責任權重。消納責任權重包括總量消納責任權重和非水電消納責任權重。 其中，滿足總量消納責任權重的可再生能源電力包括全部可再生能源發電種類；滿足非水電消納責任權重的可再生能源電力包括除水電以外的其他可再生能源發電種類。 對以上兩類權重，分別按年度設定最低消納責任權重和激勵性消納責任權重。其中，區域最低非水電消納責任權重

149、 =（預計本區域生產且消納年非水電可再生能源電量 + 預計年凈輸入非水電可再生能源電量） 預計本區域年全社會用電量；區域最低總量消納責任權重 =（預計本區域生產且消納年可再生能源電量 + 預計年凈輸入可再生能源電量） 預計本區域年全社會用電量。在制度設計上，消納權重的設定均強調“凈輸入”可再生能源電量 / 非水電可再生能源電量，目的是規避區域之間的雙重計量問題。即，可再生能源電量的計量以消納為依據，區域可再生能源的輸出電量計入輸入端，凈輸入是本地輸入電量與外送電量的差額。在考核主體上，按照可再生能源消納保障機制文件，第一類市場主體為各類直接向電力用戶供 / 售電的電網企業、獨立售電公司、擁有配

150、電網運營權的售電公司；第二類市場主體為通過電力批發市場購電的電力用戶和擁有自備電廠的企業。在電力市場交易的機制下，通過市場交易獲得電量的用戶是另一責任承擔主體。電力用戶一方面通過市場交易降低成本，一方面面臨可再生能源消納的考核責任。用戶完成可再生能源消納量的基本途徑包括：（1）從電網企業和發電企業購入可再生能源電量，自發自用可再生能源；（2）向超額完成年度消納量的市場主體購買其超額完成的可再生能源電力消納量，雙方自主確定轉讓（或交易）價格；（3）自愿認購可再生能源綠色電力證書，綠證對應的可再生能源電量等量記為消納量。從機制設計上看，綠色電力交易不僅包括用戶與發電主體之間的可再生能源電力交易，還

151、有綠電超額消納量、綠證兩類衍生品交易。電力交易機構不僅程度組織展可再生能源電力相關交易的任務，還承擔消納責任的市場主體的消納量賬戶設立、消納量核算及轉讓（或交易）、消納量監測統計工作。37但從目前的機制看，可再生能源消納權重的考核制度的實施存在兩方面問題：（1）存在可再生能源消費電量“雙重計量”問題綠電超額消納量和綠證交易目的是通過制度設計，建立一個可再生能源電量的交易市場，并通過市場為兩種衍生品定價。從兩種衍生品的計量和交易軌跡看，目前的制度設計存在消納主體之間的“雙重計量”問題，即同一可再生能源發電量既被計入賣方的考核范疇，又通過超額消納量、綠證兩種產品交易計入買方的考核范疇。尤其是綠證，

152、既可以用于完成可再生能源電力消納責任考核的計量，又可作為用電企業和個人消費綠色電力的憑證。規避雙重計量的方法在于，在綠證或超額消納量完成交易后，需要將相對應的可再生能源電量從賣方扣除，同時計入買方考核指標。這就要求交易機構嚴格追蹤綠證或超額消納量登記、轉讓的軌跡，做好權屬確認登記，完善相關綠證交易機制。為推動可再生能源消費，目前能源政策研究部門已經提出相關建議，推動多部門協同推動綠證交易，如將綠色證書認購與企業綠色產品認證、稅收優惠等逐步關聯，逐步發揮綠證在鼓勵可再生能源消費中的引領作用。（2）在“配額”制實施對終端電價具有雙向影響借鑒美國等發達國家配額制實施經驗和國內制度設計，可再生能源電力

153、消納責任考核制度（配額制）推進的目的有三個方面意圖：一是鼓勵可再生能源投資，二是鼓勵可再生能源消費，三是通過綠證等市場交易手段推動補貼退坡，減緩財政補貼壓力。從發展趨勢看，配額制對新能源發展的推動作用呈逐漸減弱的態勢。以美國為例，美國勞倫斯國家實驗室數據顯示，2008-2014 年配額制規定的最低新增可再生能源裝機容量在實際新增裝機容量中的占比高達 60%，而 2015-2017 年該占比降至 34%。綠證價格也隨之呈現下行趨勢，2017 年美國新英格蘭地區的綠證價格由 2014 年 60 $/MWh 以上的峰值跌至約 15$/MWh；美國 PJM 地區部分州的綠證價格也由2014 年約 18

154、$/MWh 的峰值跌至 5$/MWh；美國德州的綠證價格長期低于 1 $/MWh。從可再生能源發展的驅動力看，美國配額要求之外新能源的增長主要源于風電、光伏成本快速下降，新能源競爭力增強，同時疊加稅收優惠政策鼓勵可再生能源發展。從這個趨勢上分析，配額制對終端電價的影響，主要取決于兩個因素 ： 一是可再生能源成本高低， 二是電力供需形勢。對于可再生能源資源稟賦較差的地區，可再生能源投資成本高，可再生能源企業對于獲取綠證經濟補償的訴求高，本地綠證價格將處于高位；由于電力供需若趨緊，綠電供給不足、綠證稀缺，電力用戶為完成配額考核消納外地可再生能源的成本也隨之提高，終端電價也將大幅提高。反之，隨著風光

155、投資成本下降，可再生能源與傳統能源的競爭力增強，可再生能源發展的驅動力也從政策驅動向市場自發驅動轉變。在這種格局下，可再生能源具備規?；l展的能力，可再生能源電力供應及綠證供應充足，用戶通過市場交易等手段獲取綠電的成本將會降低，用戶終端電價也將受益可再生能源產業發展隨之降低。38中國綠色電力消費能力提升專題研究報告（一）完善新能源補貼、配額等 政策制度第一，動態調整新能源補貼機制和優惠政策，減少政策對新能源產業發展的擾動，引導新能源產業健康發展。政府補貼機制和優惠政策應該根據產業發展態勢動態調整，加大對產業上游的科技研發投入和產業下游的優惠力度，降低新能源發電成本。適時推動電價退坡機制，提高新

156、能源新增資產的入網門檻，減少政策對新能源產業發展的擾動，緩解新能源存量資產的棄風棄光問題， 提高新增資產的市場競爭力。第二，促進“配額制”落地實施，明確相關主體考核責任，提升制度執行力。地方政府制定科學合理的新能源發展規劃和電網負建設規劃， 推動新能源大規模開發利用， 配合 “綠證”和電力市場交易等一系列政策的實施，進一步提升新能源產業發電空間。同時明確綠電強制交易市場懲罰機制，對未履行配額義務的電力市場主體進行懲罰，罰金高于綠電采購成本，從而保證可再生能源電力配額制的實施效果；明確綠色證書的登記、交易等權屬變更制度，避免雙重計量等問題。第三，進一步完善碳排放交易的相關制度，提升新能源產業市場

157、競爭力。在全國范圍內啟動和推廣碳排放交易權市場，增加綠色能源的市場份額，為新能源企業創新業務模式。第四，建立健全電力需求側管理專項資金、完善峰谷電價制度等配套政策，為用戶開展電力需求側管理提供良好環境。（二）提高綠色電力市場化交易 規模和能力一是提高電網系統調峰能力，挖掘和發揮電力系統的靈活調節潛力。推廣火電機組靈活性改造，提升火電深度調峰能力，為新能源消納讓出更多的負荷空間。推動區域抽水蓄能水電站建設，為區域電網負荷穩定起到削峰填谷作用，保證全時段新能源發電全額收購。二是大力推動分布式電源發展。鼓勵分散式風電、光伏電源加快發展，適當提高分散式項目發展規模，鼓勵用戶自發自用，解決農村、牧區、山

158、區，發展中的大、中、小城市或商業區附近建筑用電，從而提高綠電市場份額。三是新增新能源項目向規?；突鼗繑n。隨著國家各項政策的落地實施，大型新能源基地將有著良好的電量消納網架結構，有利于電量的全額收購，適宜于平價、競價項目的落地實施。四是優化電網并網消納和交易制度，積極發揮電網消納作用。在現有電力市場交易模式基礎上，以保證電網安全穩定運行為前提，堅持新能源優先發電原則，為新能源調度、交易創造良好外部條件。打破新能源消納的區域壁壘，電力交易機構及電網調度機構創造條件提高新能源消納比例。（三）改變用戶綠色電力消費認知 和用能方式第一，加強綠色能源宣傳力度，讓公眾了解綠色電力對改善生態環境、提高人

159、民生活質量、實現國民經濟可持續發展的重要作用，提高公眾對綠色電力的認知度。第二，對認購綠色電力的單位和個人實施更多的激勵措施，提高用戶主動購買綠色電力的意愿。第三，積極推動綠色能源供暖工程，綠電制氫等項目，擴展綠色能源的產業覆蓋面。第四，構建綠色電力消費聯盟，將電力供給方、電網、電力需求方、研究機構等多個利益相關方納入其中，傳遞企業需求，共同推動綠色電力消費成為新的能源消費趨勢，助力企業、社會、國家可持續目標的實現。綠電消費能力提升政策建議為推動綠電消費能力在中國的提升，建議在新能源政策改進、市場化交易、用戶綠色電力消費方式等三個方面下功夫。八、 2020Paper 100% recycled

160、 1986 Panda symbol WWF World Wide Fund for Nature (Formerly World WildlifeFund) “WWF” is a WWF Registered Trademark. WWF, Avenue du Mont-Bland, 1196 Gland, Switzerland Tel. +41 22 364 9111 Fax +41 22 364 0332.For contact details and further information, please visit our international website at www.panda.orgWWF 的使命是遏止地球自然環境的惡化，創造人類與自然和諧相處的美好未來。