提升绿电占比是能源绿色低碳转型发展的必由之路，是新型能源体系建设的重中之重，是力争实现碳达峰碳中和的关键举措，也是统筹推进能源高质量发展的迫切需要。

十八大以来，中国是全球能耗强度降低最快的国家之一，超额完成到2020年碳排放强度下降40%~45%的目标，累计减少排放二氧化碳58亿吨。在我国已建成全球规模最大的碳市场和清洁发电体系的同时，也必须清醒地认识到，目前清洁发电体系仍然面临诸多挑战，继续提升电力系统绿电占比必须在保供、开发、消纳、科技、体制机制等方面持续发力，加快我国新型能源体系建设。

先立后破保供优先，稳步推进新型绿色电力保供体系

2022年以来，叠加全球经济恢复推动的能源需求大增等多重不利因素，全球化石能源价格暴涨，能源危机笼罩全球。我国能源供应链安全性和稳定性面临更加复杂的形势，电力、煤炭供应区域性、时段性紧张风险更加凸显，极端条件下能源供应保障不确定因素快速增加。迫切需要发挥我国在全球绿色能源领域的领导力，构建新型能源体系，化不利的外部环境为自身发展动力，重塑全球绿色价值链、供应链、产业链，为全球能源安全提出中国方案，贡献中国智慧。

首先，统筹新能源和传统能源的发展，确保电力安全可靠供应，有效防范和化解绿色低碳转型的伴生风险。遵循我国能源安全的指导方针，立足富煤、贫油、少气的基本国情，充分认识到煤炭保障能源安全的重要基础地位短期内不可替代，发挥好传统支撑性电源的托底保障作用，持续推进应急备用能力建设，确保传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠替代的基础上，积极、稳妥、安全降碳。

其次，突破新能源在电力保供方面的瓶颈，逐步建立绿色低碳电力保供体系。加快提升新能源可靠替代能力，推进新能源多能互补、大区域时空互补和源网荷储一体化发展模式，加快新能源装备技术研发，强化清洁能源资源评估和功率预测技术研究，延长预测周期、提升预测准确性、完善调度运行辅助决策功能，深化极端天气下功率预测技术研究。强化省内、省间电网通道输电能力和灵活性，充分发挥大电网平台作用和风电、光伏发电“平滑效应”，促进各省盈缺互剂、优势互补，充分发挥好特高压输电通道作为跨省区资源配置的重要功能。加快长中短期储能技术研发与应用，依托抽水蓄能和新型储能实现中短周期储能，促进新能源消纳和电力平衡；依托大型水库可逆式机组、储氢、储氨等实现长周期储能，保障能源电力跨季节调节。通过技术进步和规模化应用相结合，不断实现关键技术突破，逐步建立绿色电力保供体系。

集中式与分布式并举，加快提升外送基地绿电占比

风光等新能源集中式和分布式并重，实现大规模开发应用，逐步成为能源供应的主体。其中，集中式新能源开发主要受国土空间、生态环境、送出能力等制约，尤其在人口、产业相对密集的中东部地区，新能源开发与生态保护、土地资源的矛盾更为突出。综合考虑节约国土资源、与生态环境相适应等因素，“三北”地区优化推动基地化规模化开发，西南地区统筹推进水风光综合开发，中东南部地区重点推动就地就近开发，东部沿海地区积极推进海上风电集群化开发。

分布式风光与土地、环境融合发展，推动中东部地区绿电就近开发消纳。光伏发电方面，光伏发电设施对地表、地质要求不高，环境适应性强，各类土地和一些建筑物、构筑物均可做建设场址；光伏组件支架长高，多层次共用空间，同一块地可以多重收益，提高土地综合利用率；通过技术创新不断提升效率，减少单位发电装机用地面积。

未来随着光伏成本进一步下降，探索光伏发电产品更多样，能上墙、可上房，不局限于地面，多途径融合发展。风电方面，开发低风速风电机组、耐磨蚀叶片、桁架式基础等，降低风速约束边界，使风电对建设场址更宽容，可在中东部低风速地区实现经济开发；风电机组分布稀疏，周边土地可继续利用、复合利用增值；风电机组基础等可做其他用途，集成综合应用可提高单位用地效益。深入推进“千乡万村驭风行动”“千家万户沐光行动”，结合乡村振兴和农村能源革命，大力推动分布式新能源因地制宜开发、就近并网接入、统一平衡消纳。

可再生能源基地规模化及绿色化发展，将极大提升新型能源体系绿色低碳成色。今年5月，《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》里进一步明确了大基地“三位一体”的发展思路，加大力度规划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。

2021年，我国启动了总规模约4.5亿千瓦的以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划建设。目前约1亿千瓦的大型风光电基地已全部开工建设，涉及内蒙古、青海、甘肃等19个省份，第二批基地项目正在积极推动前期工作、部分已开工，第三批基地项目也在组织谋划中。水风光一体化基地主要依托主要流域现有水电调节能力、水电扩机、新建常规水电站、建设抽水蓄能电站等，以水电和抽蓄为支撑性和调节性电源，因地制宜带动流域周边风光资源规模化开发利用。基于现有水电开发情况、未来开发潜力以及周边抽水蓄能资源情况，初步估计水风光一体化可带动5亿千瓦~20亿千瓦的新能源开发。

不断优化外送基地电源配置方案，加快提升外送基地绿电占比。以水电为支撑电源的新能源基地外送绿电占比可达100%，如金上到湖北、藏东南至粤港澳大湾区等外送通道，“三北”地区以煤电为支撑电源的新能源基地绿电占比相对较低（一般为50%左右），如陇东至山东、陇电入浙等外送通道。以水电为支撑的通道，可考虑通过水电扩机并增加抽水蓄能或新型储能的电源配套方案，在现有规划基础上将一条通道扩充为两条到三条送出通道；对于以火电为支撑的通道，可考虑通过适当减少火电装机并结合抽水蓄能和新型储能，提高通道的绿电占比。目前，掺氢燃机已经在国内外开展了规模化应用，最高掺氢比例可达50%，预计2030年前后100%以氢为燃料的高效燃机技术将逐步成熟。

同时，考虑随着技术进步和规模化发展，电解水制氢价格将逐步达到经济可接受区间，在“三北”地区天然气资源较丰富的区域开展以掺氢燃机为支撑电源的外送基地将成为可能，掺氢燃机基地可逐步过渡到100%采用绿氢为燃料的纯绿电外送基地。考虑到外送通道资源的稀缺性及受端省份对绿电需求的迫切性，未来新建通道的绿电占比应逐步提高到70%以上，并随着技术进步和经济竞争力改善，越来越多100%纯绿电外送通道将呈现在眼前。

不断提高系统灵活调节能力，高比例开发高质量消纳新能源

截至2021年底，我国风电装机3.28亿千瓦、太阳能发电装机3.07亿千瓦，两者均稳居全球第一。与此同时，我国电力系统灵活调节能力的提升相对滞后，目前尚难以满足新型电力系统中高比例新能源发展的需要。构建适合我国国情、新能源占比逐步提升的新型电力系统是一项复杂的系统性工程。

在电源资源统筹层面，可通过水电、燃机、煤电灵活性改造等措施提高发电侧灵活性。预计至2025年、2030年、2035年，全国常规水电装机分别达到3.7亿千瓦、4.4亿千瓦、4.8亿千瓦；煤电装机分别达到13.5亿千瓦、14亿千瓦、12.2亿千瓦；气电装机分别达到1.5亿千瓦、2.4亿千瓦、3亿千瓦。大规模的水电、气电、煤电（考虑老电站进行灵活性改造）将在抽水蓄能大规模投产和新型储能技术突破前为系统提供灵活调节能力支撑，保障新能源消纳。

在电网资源统筹层面，通过扩大电网平衡区，建立灵活调度机制保障可再生能源在更大范围内消纳。电网互联互通为更好消纳新能源提供物理平台。一方面，加强输电通道建设，对电网输电受限断面进行扩容和改造，以适应波动性新能源功率传输；另一方面，通过整合差异化的电力市场，建立更加灵活的市场交易规则，充分利用新能源发电资源互补特性和平滑效应，提高网间调峰能力互济水平，以低成本充分调用和共享灵活性资源，充分发挥各地区发电和负荷的互补优势。系统灵活资源将发挥区域电力资源高效互济对提升新能源消纳能力和系统韧性的战略性作用，调控与新能源发展规模相适配电力系统调节裕度，安全平稳地推进新能源跃升式发展。

在电力系统负荷资源统筹层面，通过对用电侧的需求进行整合和优化，使其与新能源出力变化相适应，可以更好地支持新能源利用。以目前可用的电制热储热、储冷、电制氢、电动汽车、智能家电、工业错峰用电和虚拟电厂等措施为开端，依托未来科技进步和政策完善不断提升负荷侧响应能力。

在储能资源统筹层面，将构建抽水蓄能、新型储能、氢能储能等适应不同储能时长要求的完善储能体系。预计2025年、2030年、2035年，抽水蓄能装机将分别达到6200万千瓦、1.2亿千瓦~2亿千瓦、3亿千瓦；预计2025年新型蓄能装机将达到3000万千瓦以上。

提升绿电占比与维持电价稳定齐头并进

2021年我国整个电力消费中，第一产业用电占全社会用电量的1.2%，第二产业用电占全社会用电量的67.5%，第三产业用电占全社会用电量的17.1%，城乡居民生活用电量占全社会用电量的14.1%。第二产业用电接近70%，且其中有约50%是高耗能行业用电，工业用电企业整体科技水平不高，对电价的变化较为敏感。能源与电力是现代工业的血液，在我国工业升级转型过程中，保持电价的稳定对支持工业企业顺利转型极为重要。我国具有新型举国体制优势，以国家意志集聚力量，通过科技进步降低绿电成本、通过政策引导电价平衡过渡，将可实现提升绿电占比与维持电价稳定齐头并进。

科技支撑降低成本。2021年我国陆上集中式平原、山区地形风电项目平均造价水平分别约为5800元/千瓦和7200元/千瓦，地面光伏电站、分布式光伏平均造价水平分别约为4150元/千瓦和3740元/千瓦；近海风电场、深远海风电场、漂浮式风电场的造价范围分别约为1~1.3万元/千瓦、1.2~1.5万元/千瓦和2.3~3万元/千瓦；光热电站造价范围约为1.8~2.6万元/千瓦；锂离子电池储能电站造价范围约为1500~2000元/千瓦时。

未来随着科技进步，新能源和新型储能价格水平仍有较大下降空间。此外，新一代高效低成本光伏电池技术、换流阀国产化技术、柔性直流输电技术、适用于可再生能源灵活电解水制氢设备等关键技术均可在不同层面支撑绿电大规模开发时全系统成本处于可控区间。科技进步将推动绿电成本逐步降低，绿色能源将支撑我国实现能源供给由资源主导到科技进步主导的历史性转变。

政策引导电价平稳过渡。绿电投资是一个重资产行业，初期资本投入大，回报周期长。项目前期因为高额折旧成本问题，通常无法盈利。而只要进入利润释放期，毛利率普遍超过50%，甚至可以媲美水电。随着绿电占比提升，除了初期建设投资，还要在配套设施上投入更高成本。若仅考虑市场化条件，系统度电成本将呈现先升后降走势。电价的上升将对用电市场产生负面冲击，建议可通过国家政策引导电价平稳过渡，对新型能源体系“扶上马、送一程”。通过设立平准基金等支持金融工具在转型初期全系统成本较高时期进行补贴、合理控制非技术成本等政策机制，维持电价水平整体稳定；在全系统度电成本经过拐点后，再通过适当手段逐步回收资金。

绿证和绿电交易是支撑我国绿电发展的重要抓手

绿证是国家对发电企业每兆瓦时非水可再生能源（未来将扩展到水电）上网电量颁发的具有独特标识代码的电子证书。与国际通行做法一致，绿证代表了可再生能源电力的环境价值。绿电交易是指以绿电产品为标的物的电力交易，通过与绿证捆绑保证交易过程中的“证电合一”，成交价格中既包含了电力的能量价值，又包含其环境价值。

国际方面，绿证和绿电交易有助于消解国际碳税贸易壁垒，促进绿电快速发展。2019年，欧盟率先提出引入碳边境调节机制（CBAM），并于去年7月启动CBAM立法程序。CBAM是欧盟针对碳排放密集型进口产品征收的特定碳关税，是欧盟借助“气候外衣”而构筑的绿色贸易壁垒，其落地必将影响发展中国家（包括我国）的产品竞争力。2020年，国内绿证已完成了在RE100范围内的互认工作。我国绿电认证也是按照国际最高标准，被国际社会承认。目前平价绿证价格约为50元/兆瓦时，换算成碳减排量的价格约86元/吨，绿电溢价与绿证价格相当。绿证和绿电可用于抵消电力产生的间接温室气体排放，且远低于2022年10月欧盟碳市场日均成交价70.71欧元/吨。绿证和绿电交易有助于消解国际碳税贸易壁垒，增强绿电在电力市场中的竞争力，促进绿电快速发展。

国内方面，绿证和绿电交易有助于盘活环境价值市场化流转，引导绿电可持续发展。绿证核发范围覆盖所有可再生能源发电项目，以绿证作为可再生能源电力消费量认定的基本凭证可实现可再生能源电力消费量全链条信息追踪，是建立新增可再生能源电力消费量统计核算体系的科学依据。绿证市场将电力市场未能体现的绿电清洁价值通过价格机制体现，实现绿电消纳责任权重市场化流转。绿电交易可实现从计划体系下的定量定价转向由市场决策下的量价构成，通过市场机制分担补贴，缓解补贴缺口压力。绿证和绿电交易有助于盘活环境价值市场化流转，缓解财政压力，引导绿电健康可持续发展。

原标题： 绿证和绿电交易是支撑我国绿电发展重要抓手