世界自然基金會近日發(fā)布的《中國綠色電力消費能力提升專題研究報告》（以下簡稱《報告》）顯示，截至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。不過，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諸多因素制約。
市場電量漸增
綠電，指利用風電、太陽能發(fā)電和生物質發(fā)電等可再生能源生產的電力。 與化石能源相比，使用1兆瓦綠電可減排二氧化碳822千克、二氧化硫0.39千克、二氧化氮0.36千克。
“十一五”以來，我國綠電產業(yè)實現從小到大、由弱到強的跨越式發(fā)展，已形成風能、太陽能、生物質能、地熱能等為主的格局。截至目前，風電、光伏、生物質裝機規(guī)模已居全球首位，風電也成為僅次于火電和水電的第三大主力電源。
新一輪電改以來，綠電并網消納獲得諸多政策支持。電改“9號文”明確提出，落實可再生能源發(fā)電保障性收購制度，解決好可再生能源發(fā)電無歧視、無障礙上網問題。對此，《報告》指出，各地安排年度發(fā)電計劃時優(yōu)先安排風能、太陽能、生物質能等可再生能源保障性發(fā)電，同時鼓勵風電、太陽能發(fā)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(fā)用電計劃。
政策支持下，風電、光伏等綠電參與電力市場交易的方式和電量近年呈增長趨勢?！秷蟾妗凤@示，從參與方式看，主要用于北方地區(qū)冬季清潔取暖；交易方面，根據中電聯的數據，2018年大型發(fā)電集團合計市場交易電量1.37萬億千瓦時，同比增26.4%，占大型發(fā)電集團合計上網電量的37.5%。其中，大型發(fā)電集團風電機組跨區(qū)跨省交易電量達164億千瓦時，占風電市場交易電量的41.5%。
消費能力受阻
目前，我國綠電消費主要通過直接交易、委托售電公司代售、隔墻售電及現貨交易四種方式實現。然而，綠電消費能力提升仍面臨諸多難題。
《報告》指出，受限于度電成本和技術，綠電長期以來存在價格劣勢，高度依賴國家補貼。隨著“風光”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(wěn)定，對風電場、光伏電站的考核力度也日趨嚴格。以西北電監(jiān)局“兩個細則”考核為例，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%。
《報告》還顯示，當前我國綠電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(qū)域壁壘和地方保護阻礙，區(qū)域電力市場尚未打通。隨著近年來跨省跨區(qū)電能交易規(guī)模不斷增大，電能交易中存在的問題逐漸暴露出來。
同時，配售電市場成熟度低，加劇了綠電消費水平低下。《報告》指出，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(fā)電上網的挑戰(zhàn)，只有建設堅強、智能的配電網，才能使大量可再生能源并入配網。
對于市場關心的綠證，《報告》認為未形成廣泛的社會影響力，用電企業(yè)購買綠證后，不能進行二次交易，不能享受其他優(yōu)惠政策，對企業(yè)、個人缺乏足夠的吸引力，且價格是國際平均水平的10倍以上。
數據顯示，截至目前，我國綠證交易量遠遠小于核發(fā)量，風電和光伏綠證交易量合計2678.37萬個，僅占我國綠證龐大核發(fā)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。
多舉措促消納
針對上述問題，《報告》建議，進一步推動新能源電力市場交易。就隔墻售電模式而言，隨著2019年5月第一批26個分布式市場化交易試點區(qū)域的公布，以及《江蘇省分布式發(fā)電市場化交易規(guī)則（征求意見稿）》公開征求意見，“隔墻售電”成為分布式發(fā)電項目全面市場化的關鍵。
《報告》指出，需求側管理也可增加綠電消納空間。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(jié)能減排。新形勢下，電力需求側管理除做好電力電量節(jié)約外，還要從需求側促進可再生能源電力的有效消納利用。
為推動綠證交易發(fā)展，《報告》建議，對認購綠電的單位和個人實施更多配套激勵措施，提高用戶主動購買綠電的意愿，并開放綠證價格限制，允許綠證進行二次交易，使其真正發(fā)揮出金融價值。
技術方面，《報告》指出，應創(chuàng)新風光儲充一體化模式?！耙酝娋W主導的電動汽車充電站建設中，面臨土地資源不足或電網接入問題，而風光儲充一體化模式能在有限的土地資源中解決配電網問題?！?/span>
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