中国绿色电力消费能力提升专题研究报告.docx
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中国绿色电力消费能力提升专题研究报告
中国绿色电力消费能提升专题研究报告推动政策改进完善市场交易
打造绿色电力消费联盟
关于中国绿色电力消费能力提升专题研究报告
守护青山绿水是我们共同的执念。
在数千年能源品种的迭代下，清宦洁能源以其独有魅力走向前台，成为
动人类文明发展进步的驱动力。
在产政策支持与投资驱动下，中国新能源起
业经过十余年规模化发展，已是重要的战略资源国内新能源产业的崛
，砸为全球能源治理贡献着中国能智慧2019年底，中国以风t为主的新
源装机合计超过4亿千瓦，贡献绿色电力6300亿千瓦时。
瑕瑜互见中国新
能源同时面临并网消纳能力不足、市题场交易机制欠缺、绿证交易落地难等问展
，绿电消费水平提升受到诸多内外因素制约本报告系统研究中国新能源发历程电改下的新机遇、发展瓶颈借鉴国际经验，并从改进新能源政策
、优化绿电市场父易路径、提咼绿电消费理念等三个方面提出相关建义,推
动中国绿色电力消费能力提升。
报告摘要
•能源政策是国内新能源产业的崛起主要驱动力。
“十一五弱以来，我国以风光为主的新能源产业实现了从小到大、由力到强的跨越式发展，风电光伏生物质装机规模已位向居全球首位，风电成为国内仅次于火电和水电的第三大主电源。
在政策的引导下，我国风电从标杆上网电价时代平价上网时代转变；未来光伏发展基调已定，即摆脱补贴、平权价上网；我国对生物质发电的管理转向宏观规划，审批
进一步下放。
*新一轮电力体制改革为新能源行业并网消纳创造制度红利。
新电改按照“管住中间、放开两头”的体制架构，明确了“三放开一独立三强化”的总体思路，并建立新能源优先并网消纳鼓励新能源参与市场交易、创新隔墙售电交易机制，为新能源消纳创造了制度红利。
-国内绿电消费能力提升面临多重挑战新能源市场消费规场模提升面临调峰能力不足辅助服务机制不健全售电市不成熟、绿色交易证书机制不完善、绿色电力消费理念
相寸滞后等问题。
-电力市场化交易是新能源电站提高发电资产利用效率的主域要方式在电力市场不断完善的过程中新国内新能源区内跨区交易，以及新能源发电权交易、电力现货中长期交易等市场不断完善提高了新能源在终端消费市场的占有率，目前新能源市场交易的比例逐年增加。
•可再生能源配额是提高绿电消费的主要措施。
借鉴美国
2英国、日本、澳大利亚、印度等20多个国家经验，配额是促进新能源发展主要政策，同期辅之以绿色证书交易帯度，发挥市场在绿电消费中的作用。
•电力用户可以通过建立绿色电力消费联盟参与市场交易不在电力市场交易中存在用户和发电交易信息不畅渠道畅通等问题，电力用户可以探索建立绿色电力消费联盟
T式，有效参与市场竞争，提高绿色电力消费比例。
•相关建议从政策改进、市场交易用户消费方式等三个节方面提高绿色电力消费能力，这包括完善新能源补贴退岀奏、优先新能源并网消纳、提高用户绿色电力消费认知、改进电网调度方式、组建绿色电力消费联盟等措施。
报告目录
-、国内新能源产业十年发展及政策演变5
（一）国内风电正步入第三个成长周期5
（二）技术进步驱动国内光伏产业大发展8
（三）政策引领下国内生物质发电行业引领全球10
二、新一轮电力体制改革背景下绿电消纳契机12
（一）新一轮电力体制改革政策内涵12
（二）电力体制改革下新能源并网消纳机制创新15
三、国内新能源电力市场交易现状和机遇16
（一）国内电力市场化改革现状16
（二）新能源电力市场交易现状和新机遇19
四、绿电消费能力提升面临八个方面障碍21
（一）绿电波动性及价格劣势21
（二）电力系统调峰能力不足制约新能源消纳22
（三）绿色电力市场交易制度缺失22
（四）跨省跨区电力交易障碍22
（五）配售电市场成熟度低23
（六）辅助服务机制缺失23
（七）电力需求侧管理制度不健全23
（八）新能源配额制及绿证落地难24
（九）绿电消费观念相对滞后25
（十）政府激励和惩罚机制不足25
五、国外绿电交易机制和案例26
（一）美国绿色电力市场形成强制、自愿交易两个市场26
（二）欧盟绿色电力消纳与机制28
七、绿电交易的经济价值及效用33
（一）2020年绿电市场交易预计创造180亿元经济价值33
（二）绿电交易降低工商业用户用能成本34
（三）绿电交易是可再生能源“配额”考核的重要实现路径36
八、绿电消费能力提升政策建议38
（一）完善新能源补贴、配额等政策制度38
（二）提高绿色电力市场化交易规模和能力38
（三）改变用户绿色电力消费认知和用能方式39
图表1：
图表2：
图表3：
图表4：
图表5：
图表6：
图表7：
图表8：
图表9：
图表10图表11图表12图表13图表14图表15图表16图表17图表18图表19图表20图表21图表22图表23图表24图表25图表26图表27图表28图表29图表30图表31图表32图表33图表34图表35图表36图表37图表38图表39图表40图表41图表42图表43图表44图表45图表46图表47
图表目录
国内风电累计装机规模不断创新高5
风电行业经过正进入第三个成长周期6
2006年开始国家能源管理部门出台多项风电管理政策6
红六省风电新增并网装机占比在2016-2017年出现断崖式下跌7
国内风电标杆上网电价逐年下调7
2017年国内光伏新增装机超过5000万千瓦创新高8
中国光伏装机容量在政策支持下跃居全球第一9
2017年国内光伏并网装机规模完成2020年目标9
近十年多晶硅出厂价格下幅90%9
光伏标杆上网电价及度电补贴一路下调10
电价政策是驱动生物质发电装机规模增长的主要动力10
垃圾发电装机规模后来居上11
电改9号文延续5号文目标，但在方针方式上有不同12
新一电改明确“三放开、一独立、三强化”总体思路13
新电改明确电价、电力市场改革等七大重点任务13
新电改配套政策主要集中于输配价改、电力市场及售电侧改革14
新电改以电力市场建设和电价市场化为核心15
广州和山西等8省（区、市）电力交易中心以股份制形式组建16
国内电力现货市场建设试点工作不断推进17
全国增量配电业务改革试点已达404个17
河南省增量配电业务改革试点数量居全国之首18
国内输配电价改革实现省域全覆盖18
全国电力市场化交易规模突破2万亿千瓦时18
2018年大型发电集团各类电源市场交易情况19
2019年1季度大型发电集团各类电源市场交易情况19
2017-2019年一季度风电市场交易电价20
2017-2019年一季度光伏市场交易电价20
青海、云南、宁夏、甘肃风电上网电量市场化率超过40%20
云南、青海、新疆、甘肃、宁夏光伏上网电量市场化率超过30%20风电、光伏、生物质标杆上网价格高于煤电21
西北五省历年弃风率22
西北五省历年弃光率22
截至2019年初江苏省售电公司主动退市数量居全国首位23
2019年河北山东等六省区电力供需形势紧张24
绿证自愿认购不活跃24
光伏绿证交易遇冷25
一般绿色证书交易系统示意图26
美国已形成强制和自愿交易两种市场26
配额制主要交易主体包括发电商、配电公司及电力用户27
美国自愿市场主要采购方式27
美国与欧盟绿证交易机制对比28
河北省风电绿证累计交易量远超其他省（区、市）30
配额制政策发展过程31
2016-2018年国网和南网电能替代量不断增加32
从全行业维度测算绿电交易经济价值34
广东2018年销售电价构成（元/千千瓦时）34
广东惠州某数据中心绿电交易经济性测算35
一、国内新能源产业十年发展及政策演变
我国重点开发并形成产业的新能源主要包括风能、太阳能、生物质能、地热能等。
“十一五”以来,我国以风光为主的新能源产业实现了从小到大、由弱到强的跨越式发展，风电、光伏、生物质装机规模已位居全球首位，风电成为国内仅次于火电和水电的第三大主力电源。
回顾我国新能源十年发展历程，政策对于新能源产业的崛起和高速发展起到了至关重要的推动作用，是影响产业发展节奏的主要因素。
“十一五”时期，我国实行“以风电场的规模化建设带动风电海t风电元年大幕开启。
产业化发展”的指导方针，这一时期的激励政策包括产业
规划、上网电价、补贴等。
北”风电大基地开合风电列为六大重点发展领域之一。
次年3月
（一）国内风电正步入第三个
成长周期
2007年是国内风电规模化发展的起点，风电行业完成两长个完整成长周期后，正在步入第三个成长周期。
当前行业成的驱动力风源于：
（1）限电改善“三
发解禁
（2）资源费等非技术成本下降，风电工程造价趋于理；（3）中东部建设节奏回归正轨，分散式风电贡献增量；
（4）风电竞价、平价在政策调整下风电行业开发进程加速。
回顾国内风电发展的历程，从国内第一个并网的风电场开始。
1986年5月，我国第一座示范性风电场马兰风电场柚东荣成并网发电，揭开了国内风电发展的大幕。
2003年开始实施的风电特许权招标政策，为风电的规模化发展奠定了基础。
风电作为新能源，在发展伊始对政策的依赖性很强。
2006年1月1日，《中华人民共和国可再生能源法》正售式实施，法律规定可再生能源上网电量全额收购，以及在销电价中征收可再生能源电价附加。
2007年我国正式开始征收可再生能源电价附加，征收标准为0.2分/千瓦时。
2007年8月，《可再生能源中长期发展规划》出台，将发
可再生能源
展“十一五”规划》提岀以风电场的规模化建设带动风电产k化发展。
这是国内风电规模化发展的开始。
2009年7月，国家发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，对风电实行固定标杆电价政策。
全国四类风能资源区陆上风电标杆上网电价分别为每千瓦时0.51元0.54元、0.58元和0.61元。
借助法律和政策的东风，“十一五”时期，我国风电新增装机连续五年翻番，2010年风电累计装机达44.7GW，首欠跃居世界第一；当年还启动了首批海上风电特许权招标，
图表1：
国内风电累计装机规模不断创新高
“十二五”前期，风电开发速度加快。
为绕开国家发改委审批，地方频繁出现“495万千瓦”怪象，导致风电电源口
20配套建设脱节，风电上网难、消纳难，一度被称为“垃圾电”。
11年多起大规模风机脱网事故更引发了电网对风电安全性的担忧。
随着自2010年起全国范围内弃风限问题的加剧2012年弃风率高至年度最高点17.12%，风电装机增速降至历史最低点，行业从高增长步入萧条期。
图表2:
风电行业经过正进入第三个成长周期
为引导风电行业有序发展，国家多次岀台激励政策，内容涉及风电并网消纳、上网电价、补贴、特高压建设等方面。
2012年6月，《关于加强风电并网和消纳工作有关要求的通价知》发布，要求保障风电并网和消纳。
同时，可再生能源电断附征收标准在2012年和2013年两次上调，用以弥补不增力的补贴资金缺口。
2014年，国家能源局将跨区电力外送通道作为当年工重点之一，下发了关于加快推进大气污染防治行动计划12条作
重点输电通道建设的通知，特高压建设全面提速，为新能显外送禾风并行业从创展的低谷重新进入上升同期道。
风电弃风率也明源
当年，国家发改委明确2017年以前（不含2017年）投运的近海风电和潮间带风电项目上网电价分别为每千瓦时0.85元和0.75元，并决定自2015年1月1日起下调I-III类
源区风电标杆上网电价。
受以上多种因素影响，风电行业0现了新增装机在2013-2015年连续增长和弃风率在2013-
14年连续下降。
2015年底，国家发改委决定实行陆上风电上网标杆电价随发展规模逐步降低的价格政策，确定2016年和2018年标杆电价分别为每千瓦时0.47元、0.50元、0.54元、0.60元，
和0.44元、0.47元、0.51元、0.58元，行业迎来抢装潮。
2015年
发改委下调风电电价，行业抢装
▲
2014年
特高压通道建设有利于风电并网消纳
▲
2012年弃风限电率创下新高
■
2009年7月
发改委明确风电标杆电价政策
2007年8月
《可再生能源中长期发展规划》出台
—
2007年
可再生能源电价附加基金征收
2006年1月
《可再生能源法》正式实施
图表3:
2006年开始国家能源管理部门出台多项风电管理政策
步入“十三五”时期，经过2015年的行业“抢装”，风电新增装机在2016年大幅下滑弃风率也达到年度次高点17%。
国家能源局于2016年7月研究建立了风电投资监测预警机制预警结果为红色的地区，当年不下达年度开发建设规模，地方暂缓核准新项目。
当年新疆、甘肃、宁夏也吉林、黑龙江等五省被核定为红色预警省份；次年，内蒙古被列入红色预警省份，红六省新增装机同比大幅下滑，拖累了行业增速。
70%
25
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
红六省新增并网装机（GW）占比
图表4:
红六省风电新增并网装机占比在2016-2017年出现断崖式下跌
2016年12月，国家发改委再次下调陆上风电标杆上网电价，明确2018年1月1日之后，一类至四类资源区新核准建设陆上风电标杆上网电价分别为每千瓦时0.40元、
元0.49元、0.57元，海上风电电价不变。
0.45
2017年开始，随着国内政策对风电支持力度的不断加码，局弃风限电不断改善，风电红色预警限制逐步解除。
国家能源于2018年将内蒙古和黑龙江从红色预警区域调整为橙色，将宁夏调整为绿色，“红六省”变成了“红三省”，为2019年风电新增装机提供了空间。
2018年，风电产业迎来复苏，发展滞后的分散式风电开始重启，海上风电更是以总装机容量445万千瓦、在建647万千瓦的成绩使我国成为仅次于英国和德国的世界第三大海
上风电国家。
随着风电规模日益增加，弃风限电情况改善，度电成本也不断下降。
2018年，国家能源局下发《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》，试行风电项目竞争配置指导方案。
这意味着，我国风电从标杆上网电价时代向竞争电价禾平价电价上网时代转变。
2019年，国家密集出台政策，推动风电建设由补贴向竞价、平价上网过渡。
4月12日，国家发改委、能源局发文，积极推进风电无补贴平价上网，鼓励平价上网项目和低价上项目通过绿证交易获得合理收益补偿。
5月20日，2019年第一批56个风电平价上网项目发布，装机4.51GW。
2019年5月24日，国家发改委发文将陆上和海上风电标杆上网电价改为指导价并逐年下调。
通知还规定，自2021年起，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补占。
风电平价上网已在路上。
总之，从“五”到“十三五”时期，国家对风电的
指导方针经历了从推动风电规模化建设（重点建设风电基地）到
加快开发风电（集中与并重），再到全面协调推进风
电开发（大型风电基地+分散式+风电）的变化，风电
发展思路从集中到分散，从内陆到海上，政策导向则是补贴退^和风电平价上网。
0.9
0.85
0.85
0.85
0.85
0.8
0.8
0.75
20092015201620182019指导价2020指导价
I类资源区□类资源区皿类资源区
近海
图表5:
国内风电标杆上网电价逐年下
调
（二）技术进步驱动国内光伏产业大发展
我国光伏发电经历了漫长的积累期，截至2019年9月底，国内光伏发电累计装机1.90亿千瓦。
2019年前三季度，全国光伏新增装机1599万千瓦，其中，光伏电站773万千瓦；分布式光伏826万千瓦；光伏发电1715亿千瓦时，同比增长28.1%。
光伏在国内的探索略早于风电行业。
1984年，第一座离网光伏电站在甘肃兰州建成发电，2005年8月，我国第一座并网光伏电站在西藏羊八井投产发电。
光伏作为新兴行业，在起步时得到了政策的大力扶持。
阳2007年8月，《可再生能源中长期发展规划》出台，将太能列为六大重点发展领域之一，要求加快推进太阳能发电的产业化发展，并提岀了到2020年太阳能发电总容量达到1.8GW的目标。
政策利好使光伏产业岀现了前所未有的投资热潮太2007年，我国太阳能电池产量跃升至1088MW，成为全球阳能电池的第一大生。
然而，当年国内光伏装机仅有100MW，加上原材料和产品“两头在外”问题严重，为行业发展埋下了巨大隐患。
2008年，在国际金融危机的冲击下动我国光伏产业遭遇寒冬，组件岀口锐减。
对此，我国及时启了国内市场，通过建设大型光伏电站和分布式电站，稳定和支持光伏行业的发展。
为了推动太阳能发电尤其是分布式光伏电站在国内的应用和普及，我国于2009年3月出台政策，对太阳能光电建筑应用进行每瓦20元的补助；7月又开始实施“金太阳示工程”，以事前装机补贴方式加快分布式发展。
这种补贴方范也为后期骗补埋下伏笔。
2011年，欧美对我国光伏行业启动“双反”政策，光伏充行业顿时陷入寒冬。
同时，“金太阳工程”骗补、电站以次好等问题频。
2011年7月，国家发改委首次提出对耳招标太阳能光伏发电项目实行全国统一的标杆上网电价每千瓦时1.15元，拟将事前补贴改为事后补贴。
审批，并发布《关于促进光伏产业健康发展的若干》，
对分布式光伏发电实行按照电量补贴的政策。
该意见还提岀
，2013-2015年年均新增光伏发电装机容量1000万千左右，到2015年总装机容量达到3500万千瓦以上。
相较于瓦
“十二五”2100万千瓦的目标，增加了1400万千瓦。
2013年8月，国家发改委将全国分为三类太阳能资源区，明确相应的标杆上网电价分别为每千瓦时0.90元、0.95元和
1.0元，并对分布式光伏发电每千瓦时补贴0.42元。
这意味着，我国光伏补贴从“金太阳工程”事前补贴正式调整为度电补贴。
9月份，国家又对光伏发电实行了增值税即征即退50%的政策。
受益于电价及补贴，我国光伏应用市场于2013年启动并迅速发展，光伏发电呈现东中西部共同发展的格局。
2014年全
机
国光〃新增装机1060万千瓦。
其中，中东部地区新增装容量达560万千瓦，占全国的53%。
然而伴随着高装机而来的，是甘肃、新疆等西北光伏大伏省逐渐显现且愈演愈烈的弃光现象。
由于电网建设跟不上光为发电大规模建设节奏，并网难、消纳难的光伏发电逐渐成了“垃圾电”。
对此，国家出台一系列政策，改善弃光限电。
从2014年开始，国家多次下调集中式电站上网电价，并对“自发自用，余量上网”的分布式光伏进行明显的政策倾斜，保持2013-2017年分布式电站0.42元/kWh的度电补贴五年不变。
2015年底，国家徽委发文决定实行光伏发电上网标杆电价随发展规模逐步降低的价格政策，确定2016年标杆电价
为每千瓦时0.80元、0.88元和0.98元份别下调0.1元＞0.07
元和0.02元。
I类地区电价的大幅下调引发了一轮以集中式电站为主的“抢装潮”。
场交易电量，明确规定分布式光伏项目暂时不参与市场竞争上网电量由电网公司全额收购。
这意味着，国家尝试推动分法式进入市场化交易。
》
2
2同年12月，国家发改委发文，将2017年1月1日之后每发类-山类资源区新建光伏电站的标杆上网电价分别下调至电0千瓦时065元、0.75元、0.85元，并明确今后光伏标杆价根据成本变化情况每年调整一次。
布
6
19.44
再
图表6:
2017年国内光伏新增装机超过5000万千瓦创新高
发
生
电
2007年
8月
卜
2008年
卜
2009年
卜
2011年
2013年
■■■
卜
2013年
■■■
►
2016年
《可再生能源中长期发展规划》出台
金融危机下光伏行业遭遇寒冬
国家实施金太阳工程
实施补贴
欧美双反光伏再次陷入困境
光伏启动内需国务院发文支持光伏
明确光伏标杆电价政策
发改委先后调整上网电价减少补贴
图表7:
中国光伏装机容量在政策支持下跃居全球第一
在多项政策的促进下，2016年光伏新增装机容量发减至2017年的11.7%
34.54GW,累计装机容量77.42GW，均为全球第一。
光伏
电开始从西北地区向中东部地区转移，分布式光伏发电装机容量发展提速，2016年新增装机容量4.23GW，同比增长200%o2017年，光伏发电从西北向中东部转移的进程加快西北五省新增光伏装机在全国的占比从2016年的28.2%锐
2017年在又一轮“630”抢装潮的带动下，我国光伏发计电装机和发电量实现了双双增长。
当年新增装机53GW，累
装机130GW，已提前完成2020年1.1亿千瓦（110GW）的发展规划目标。
200
18050.61
160
140
120
100
80
60
6.06
2037.12
23.38
29.66
0
201320142015201620172018
・光伏电站累计装机（
GW）・分布式光伏累计装机（GW）
图表8:
2017年国内光伏并网装机规模完成2020年目标
经过十年发展，光伏组件、系统成本大幅下降，上
网电价已经逐步具备与传统火电相竞争的能力。
但弃光限电和补贴缺口问题，仍然是制约光伏产业健康可持续发展的重要因素。
为提高发展质量，加快补贴退坡，2018年5月31
日，国家发改委、财政部、国家能源局联合印发《关于2018年光伏发电有关事项的通知》（“531”新政），对2018年光伏进行补贴退坡、规模限制。
该通知的岀台有助于缓解伏补贴缺口和弃光限电等问题，推动光伏产业向高质量发光车变，但短时间内也给光伏产业带来重创。
展
800.00
700.00
600.00
500.00
400.00
300.00
200.00
100.00
0.00
四川永祥多晶硅出厂价（含税，兀/千克）大全新能源多晶硅出厂价（含税，兀/千克）
图表9:
近十年多晶硅出厂价格下幅90%|
为推动光伏行业健康展，2018年9月以来，国家密集之发布政策，鼓励推进光伏发电平价上网，将5月31日（含）前备案开工且6月30日（含）之前并网的户用光伏纳入国家补贴，对2017年光伏发电领跑基地给予3个150万千瓦建设规模奖励激励，提岀到2020年弃光率低于5%。
2019年，国家加
升级会员 