粵港澳大灣區建設是國家重大發展戰略，提升綠電消納水平是加快構建大灣區新型能源體系、積極穩妥推進碳達峰碳中和的重要舉措，對建設國際一流灣區和世界級城市群、打造能源電力高質量發展典范具有重要意義。

 

大灣區提升綠電消納

 

水平的基礎良好

 

電力需求保持穩定增長。2021年，粵港澳大灣區全社會用電量約6200億千瓦時，同比增長11.8%，2010-2021年年均增長率5.1%，保持穩定增長。預計“十四五”中后期，粵港澳大灣區新興產業發展強勁，2025年全社會用電量可達7000億千瓦時。“雙碳”目標將加快推動大灣區產業和用戶綠色低碳轉型發展，傳統制造業、高新技術產業、建筑業和交通行業對綠電需求將保持快速增長態勢。

 

電力供應保障能力持續提升。2021年底，粵港澳大灣區電源總裝機約9650萬千瓦，同比增長13.6%；2021年，粵港澳大灣區電源總發電量3330億千瓦時，占全社會用電量54%。其中，新能源發電裝機866萬千瓦，同比增長24.8%，占總裝機量9%，新能源發電量214億千瓦時，占總發電量6.4%，電源結構持續優化，綠色電量逐步提升。西電東送是粵港澳大灣區清潔電力供應的主體，2021年大灣區受入西電電量1893億千瓦時。目前，藏東南送電粵港澳大灣區已納入國家“十四五”電力規劃，為中長期綠電供應增加保障。粵東西北地區2021年送大灣區電量合計978億千瓦時，“十四五”海上風電等新能源項目以及新增支撐性調節性電源項目加快推進，為大灣區提供清潔、可靠的電力供應補充。

 

電力市場深化改革營造良好環境。2022年1月25日，《南方區域綠色電力交易規則（試行）》印發實施，明確提出綠電、綠色電力證書和綠電交易等定義，以及綠電交易市場成員、綠電交易形式等內容。2022年7月23日，南方區域電力市場啟動試運行，全國統一電力市場體系率先在南方區域落地。2022年，廣東綠電成交電量超過15億千瓦時，隨著電力市場機制不斷優化完善，將為提升大灣區綠電消納水平提供有力支撐。

 

面臨的主要挑戰

 

綠電交易市場機制仍需進一步完善。目前參與市場化交易的綠電主要為無補貼的新能源項目，大部分存量項目因核準早、上網電價高、補貼高，缺乏參與綠電市場交易的意愿，綠電交易市場規模不足。新能源發電不可控，中長期出力預測困難，與用電負荷曲線難以匹配，參與短周期交易難度大。同時，綠電跨省跨區交易機制尚未完善，不同省區的電力市場規則差異也限制了綠電大范圍交易發展。

 

環境溢價和外部成本推高綠電價格并影響消納積極性。綠電價格以中長期電力交易市場中的燃煤發電基準價為基礎，上浮一定的比例作為綠電環境價值的體現。目前，廣東海上風電度電成本較高，近中期雖有下降空間但仍明顯高于煤電、核電等常規電源，大規模發展將推高用電成本，影響部分用戶的購買意愿。同時，光伏、風電利用小時數偏低，配套送出線路利用率不足，將增加電網建設和運維成本。為保障新能源消納配套建設的調節性電源，面臨投資高、回報難等問題，也將拉高全社會用電成本。

 

新型電力系統促進

 

綠電發展的路徑舉措

 

新型電力系統作為支撐粵港澳大灣區新型能源體系建設的核心力量，在推動清潔低碳轉型和提升綠電消納水平方面發揮至關重要作用。

 

構建多渠道的綠電供應保障。立足粵港澳大灣區能源資源稟賦，充分利用區內和區外、省內和省外等電力供應渠道，統籌綠電資源協同發展。穩步推進整縣分布式光伏建設，充分利用城區和工業園區的屋頂資源，大力發展分布式光伏和與建筑外表面裝飾一體化的光伏發電技術。積極穩妥發展大灣區海上風電，推動粵東粵西大規模海上風電送電大灣區消納，推進藏東南清潔能源基地送電粵港澳大灣區項目前期工作。

 

建設分區清晰、柔性互聯的堅強電網。充分發揮電網資源優化配置平臺作用，利用粵港澳大灣區500千伏外環工程和大灣區中、南通道直流背靠背工程，提升大灣區電網電力交換及事故支援能力，保障大規模、高比例綠電傳輸和消納。推進“基于灣區外環的柔性直流互聯”廣東目標網架建設，在珠三角負荷中心實現500千伏電網分區互聯，加強各分區與灣區外環聯絡通道建設，合理布局中長期區外直流落點，提高分區電力自平衡能力，實現電網本質安全。

 

發展綠色低碳、多元互動的供用能模式。結合粵港澳大灣區清潔用能發展需求，因地制宜、分門別類推廣電能替代技術，加快推動“再電氣化”進程，聚焦生產制造、交通運輸、餐飲娛樂等領域，提高終端能源消費的電能占比。推廣負荷柔性化裝備技術，加快尖峰電價與可中斷負荷機制的完善與設計，建立健全長效的需求響應激勵機制。以電能為中心推動能源互聯網與分布式能源技術、智能電網技術、儲能技術的深度融合，提高終端能源利用效率，引導多元互動、節約高效的能源供應方式。

 

提升多時間尺度的儲能調節能力。針對大規模新能源消納帶來的長周期、短周期和超短周期等調節需求，積極推動粵港澳大灣區不同時間尺度儲能布局建設。充分發揮廣州、惠州、梅州、陽江等已投產抽水蓄能電站作用，滿足大灣區電力供應、調峰及應急保障需求。有序推進“十四五”及中長期抽水蓄能建設，因地制宜開展中小型抽水蓄能建設，加強規劃站點儲備和站址資源保護。支持發電側、電網側、用戶側以及獨立儲能等各類新型儲能建設，提高新能源頻率響應特性和短期調節能力，充分發揮新型儲能對構建新型電力系統和保障綠電消納的關鍵作用。

 

相關政策機制建議

 

擴大綠電交易的種類范圍。充分反映水電的綠色環境價值，將符合政策條件的水電納入綠電交易范圍，打好“水電+新能源”的綠電產品組合拳，促進多能互補和風光水儲一體化發展。加快推動分布式電源納入綠電市場交易范圍，起步階段考慮將粵港澳大灣區作為先行試點，優先通過聚合等方式參與綠電交易，以市場化手段促進分布式電源發展。

 

完善能耗“雙控”機制。建立綠電消費與能耗“雙控”聯動機制，通過優化能耗“雙控”考核機制促進綠電交易，逐步統籌推進能耗“雙控”向碳排放“雙控”轉變。建立健全綠電交易與可再生能源消納責任權重掛鉤機制，研究制定高耗能行業消納綠電的剛性約束，進一步提高用戶參與綠電市場交易的積極性。

 

完善綠電交易市場機制。完善南方區域統一電力市場機制，適應大規模綠電市場交易發展，加大省區間新能源調劑力度，挖掘跨省區可調節資源價值。合理設置綠電交易溢價范圍，加快建設電-碳市場銜接與互認互通，構建電力交易價格、碳交易價格聯動機制，促進綠電環境溢價與碳配額價格趨同，推動不同市場間的價格信號傳導更加暢通。