世界自然基金会近日发布的《中国绿色电力消费能力提升专题研究报告》（以下简称《报告》）显示，截至2019年底，中国以“风光”为主的新能源装机合计超过4亿千瓦，贡献绿色电力6300亿千瓦时。不过，新能源同时面临并网消纳能力不足、市场交易机制欠缺、绿证交易落地难等问题，绿电消费水平提升受诸多因素制约。

绿电，指利用风电、太阳能发电和生物质发电等可再生能源生产的电力。与化石能源相比，使用1兆瓦绿电可减排二氧化碳822千克、二氧化硫0.39千克、二氧化氮0.36千克。“十一五”以来，我国绿电产业实现从小到大、由弱到强的跨越式发展，已形成风能、太阳能、生物质能、地热能等为主的格局。截至目前，风电、光伏、生物质装机规模已居全球首位，风电也成为仅次于火电和水电的第三大主力电源。

新一轮电改以来，绿电并网消纳获得诸多政策支持。电改“9号文”明确提出，落实可再生能源发电保障性收购制度，解决好可再生能源发电无歧视、无障碍上网问题。对此，《报告》指出，各地安排年度发电计划时优先安排风能、太阳能、生物质能等可再生能源保障性发电，同时鼓励风电、太阳能发电等尝试参与直接交易进入电力市场，直接交易的电量和容量不再纳入发用电计划。政策支持下，风电、光伏等绿电参与电力市场交易的方式和电量近年呈增长趋势。《报告》显示，从参与方式看，主要用于北方地区冬季清洁取暖；交易方面，根据中电联的数据，2018年大型发电集团合计市场交易电量1.37万亿千瓦时，同比增26.4%，占大型发电集团合计上网电量的37.5%。其中，大型发电集团风电机组跨区跨省交易电量达164亿千瓦时，占风电市场交易电量的41.5%。

目前，我国绿电消费主要通过直接交易、委托售电公司代售、隔墙售电及现货交易四种方式实现。然而，绿电消费能力提升仍面临诸多难题。《报告》指出，受限于度电成本和技术，绿电长期以来存在价格劣势，高度依赖国家补贴。随着“风光”在电网中的占比越来越大，电网为保证整个电力系统的安全稳定，对风电场、光伏电站的考核力度也日趋严格。以西北电监局“两个细则”考核为例，风电场和光伏电站提供的日预测曲线最大误差分别不超过25%和20%。《报告》还显示，当前我国绿电市场化交易机制缺失，尚未完全形成市场化定价机制。由于区域壁垒和地方保护阻碍，区域电力市场尚未打通。随着近年来跨省跨区电能交易规模不断增大，电能交易中存在的问题逐渐暴露出来。

同时，配售电市场成熟度低，加剧了绿电消费水平低下。《报告》指出，当前我国配电网自动化覆盖率较低，电网投资多集中在输电网而非配电网，且配电网在电源侧面临大量分布式可再生能源发电上网的挑战，只有建设坚强、智能的配电网，才能使大量可再生能源并入配网。对于市场关心的绿证，《报告》认为未形成广泛的社会影响力，用电企业购买绿证后，不能进行二次交易，不能享受其他优惠政策，对企业、个人缺乏足够的吸引力，且价格是国际平均水平的10倍以上。数据显示，截至目前，我国绿证交易量远远小于核发量，风电和光伏绿证交易量合计2678.37万个，仅占我国绿证庞大核发数的3.74%。其中，光伏绿证交易遇冷，累计交易量仅有160个，交易量超过30个的省份只有山东、青海和江西。

针对上述问题，《报告》建议，进一步推动新能源电力市场交易。就隔墙售电模式而言，随着2019年5月第一批26个分布式市场化交易试点区域的公布，以及《江苏省分布式发电市场化交易规则（征求意见稿）》公开征求意见，“隔墙售电”成为分布式发电项目全面市场化的关键。

《报告》指出，需求侧管理也可增加绿电消纳空间。电改“9号文”明确提出要积极开展需求侧管理和能效管理，通过实施需求响应等促进供需平衡和节能减排。新形势下，电力需求侧管理除做好电力电量节约外，还要从需求侧促进可再生能源电力的有效消纳利用。为推动绿证交易发展，《报告》建议，对认购绿电的单位和个人实施更多配套激励措施，提高用户主动购买绿电的意愿，并开放绿证价格限制，允许绿证进行二次交易，使其真正发挥出金融价值。技术方面，《报告》指出，应创新风光储充一体化模式。“以往电网主导的电动汽车充电站建设中，面临土地资源不足或电网接入问题，而风光储充一体化模式能在有限的土地资源中解决配电网问题。”