中國可再生能源發展現狀、趨勢、交易模式及風險分析

近年來，以風、光為主的可再生能源高速發展。

2022 年風電、光伏新增發電裝機占全國新增發電裝機的 62.7%7 ，成為電力新增裝機的重要組成。“十四五”時期，中國進一步明確了可再生能源發展目標，據國際 能源網 / 光伏頭條不完全統計，30 省 / 市規劃的“十四五”風電、光伏新增裝機目標超過 874 吉瓦 8 。 與此同時，在技術進步和項目開發經驗成熟等因素的共同作用下，可再生能源的發電成本正在逐漸降低 9 。根 據彭博新能源財經數據預計，在中國，如陸上風電等可再生能源品種的平準化度電成本已經低于火電 10。 可再生能源發展被視為能源低碳轉型的必由之路，其為不斷增長的能源電力需求和與之而來的溫室氣體排放提 供平衡。通常，可再生能源發展面臨一系列的經濟性挑戰，包括技術成本、融資障礙等，與傳統能源相比，盡 管可再生能源的運營成本更低，但可再生能源前期投資需要更高的初始成本 11。因此，在可再生能源的初期發 展階段，需要強有力的政策引導。

中國可再生能源市場的高速發展得益于政府的積極支持和政策引導。自 2006 年《可再生能源法》頒布實施以 來，相關政府部門頒布了一系列政策以支持和引導可再生能源的高質量發展，包括可再生能源能源上網電價補 貼政策，以緩解可再生能源面臨的高成本障礙并保障可再生能源能夠具備穩定的投資收益；可再生能源發電技 術研發支持政策及研發投資補貼，以促進可再生能源發電技術的穩步提升，從而降低發電成本 12。 隨著中國可再生能源產業的加速成熟，產業技術與經濟性水平不斷提高，針對可再生能源的補貼逐步退坡 13。 2019 年，國家發展改革委、國家能源局出臺《關于積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的通知》， 推進建設不需要國家補貼執行燃煤標桿上網電價的風電、光伏發電平價上網試點項目 14，可再生能源迎來去補 貼時代。2021 年，國家發展改革委《關于 2021 年新能源上網電價政策有關事項的通知》提出，2021 年起，對 新備案集中式光伏電站、工商業分布式光伏項目和新核準陸上風電項目，中央財政不再補貼，實行平價上網 15。 在全面去補貼之后，加速可再生能源市場化建設與完善相關政策發展機制成為推動可再生能源發展的關鍵任務。

為促進可再生能源能源消納利用，在傳統電力市場的基礎上，中國初步構建了以綠電交易為主要手段，輔助以 綠證交易的市場機制，以充分反映綠電的電能量價值和環境價值 16。2021 年 9 月，中國啟動綠電交易試點工 作以來，一系列政策的出臺，進一步完善和豐富了綠電市場化交易的模式與規則。《北京電力交易中心綠色電 力交易實施細則》和《南方區域綠色電力交易規則（試行）》為綠電交易在全國范圍內展開奠定基礎，提供規 范 17。國家發展改革委、財政部、國家能源局《關于做好可再生能源綠色電力證書全覆蓋工作促進可再生能源電力消費的通知》明確以綠證作為中國可再生能源電量環境屬性的唯一證明，實現綠證核發全覆蓋 18。 部分省市在此基礎上通過一系列強制性政策刺激可再生能源消費的需求。例如，《江蘇省促進綠色消費實施方案》 提出，到 2025 年，高耗能企業電力消費中綠色電力占比不低于 30%19。

然而，市場的建設并非一蹴而就，中國可再生能源交易從規模和模式上仍有進一步擴展的空間。從交易規模上， 中電聯數據顯示，2022 年，全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量 52,543.4 億千瓦時，占全社會 用電量的 60.8%，市場化交易成為主流；然而，全國省內綠電交易電量僅為 227.8 億千瓦時，不到全國省內 電力直接交易總量的 1%20。 交易模式方面，由于中國的可再生能源市場仍處于建設階段，企業參與可再生能源市場化交易可以嘗試的模式 主要包括以下兩種： 第一種是直接參與由交易中心組織的綠電市場交易。用電企業通過直接購買或由售電公司代理的方式購買綠色 電力，交易模式主要包括雙邊協商、集中競價、掛牌交易等方式，用電企業依據合同實際執行情況進行結算并 獲得相應的綠色電力證書 21。

第二種是電力用戶成立新能源發電公司，直接投資或通過與開發商合資建設集中式可再生能源發電項目，項目 可以通過市場化的手段參與市場交易 22。 企業作為電力消費的終端用戶，近年來對于綠色電力的需求不斷提升，以阿里巴巴、騰訊、秦淮數據、萬國數據 為代表的互聯網科技企業，以巴斯夫、科思創為代表的國際化工企業紛紛推動擴大綠電交易規模，或試點新型 綠電交易模式。 在中國綠色電力交易體系構建不斷完善，企業綠電消費需求蓬勃發展的背景下，中國可再生能源交易品種與模 式有望進一步擴大。這一改變將有賴于政策制定方、發電方、售電方和終端電力消費用戶的共同推動與多方協力。

目前中國綠電市場尚處于建設階段，政府通過一系列政策來支持與推動可再生能源的交易與發展。從頂層設計 上，2022 年，國家發展改革委、國家能源局印發《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》，提出 兩個關鍵時間節點，到 2025 年，全國統一電力市場體系初步建成，有利于新能源、儲能等發展的市場交易和 價格機制初步形成；到 2030 年，全國統一電力市場體系基本建成，新能源全面參與市場交易 23。 在推動平價可再生能源項目全部參與綠電交易的基礎上，國家發展改革委、財政部、國家能源局《關于享受中央政府補貼的綠電項目參與綠電交易有關事項的通知》指出，要穩步推進享受國家可再生能源補貼的綠電項目 參與綠電交易，以更好滿足市場對綠電需求的現實需要 24。

隨著新能源入市的推進，可再生能源發電側主體正面臨著多種市場政策演化所帶來的不確定性。 可再生能源發展初期，補貼政策是中國可再生能源快速擴大裝機規模的重要“推手”，新建可再生能源項目通 過保障性收購、補貼上網等政策機制確保了收益預期的穩定、可觀 25。在參與電力市場后，可再生能源資產從 穩定的價格預期轉變成為基于市場波動的不穩定價格預期，需要升級相應的資產價值評估方法學并配合妥善的 資產運營手段。 而對于發電方來說，營收的不確定性上升，將對企業盈利能力、抗風險能力、精細化管理能力等提出更高要求。 此外，在從全面保障性收購轉向全面市場化交易的新階段，可再生能源發電方所面臨的發電量偏差風險無疑將 進一步擴大。

具體來說，可再生能源受到天氣因素影響，出力存在波動性和不確定性。可再生能源在參與市場交易時無法像 傳統可調度的火電機組準確的控制出力情況，僅能依據出力預測在遠期或年度交易時間窗口提供預期發電量及 曲線。在市場結算環節，可再生能源需要依據自身實際出力曲線與其在出清申報前的申報電量進行差異結算。 以國家發展改革委、國家能源局發布的《電力現貨市場基本規則（試行）》中對電能量批發市場的結算方式之 一為例，中長期合同電量按中長期合同價格結算，并結算所在節點 / 分區與中長期結算參考點的現貨價格差值， 實際電量與中長期合同電量的偏差按現貨市場價格結算 26。這意味著，可再生能源出力預測與可再生能源實際 發電情況所產生的偏差電量暴露在波動的市場價格環境下。

貨交易主要開展日前、日內、實時的電能量交易 27，能夠更加及時地反映電力供需關系和價格波動。由于可 再生能源發電具有同時性，當新能源占比進一步提高時，在現貨市場中，可再生能源不可避免面臨價格踩踏風險； 以光伏為例，部分地區光伏占比較高，電力富余和電價下跌的情況出現在午間時段；此外，光伏和風電集中發 電將引發可再生能源發電時段之間的競爭，從而使得可再生能源在現貨市場上難以獲得預期的電價水平 2829。 根據遠景智能極客院梳理，2023 年 1 月到 3 月，主要可再生能源現貨省份的現貨價格都呈現出早晚價格走高， 而白天光伏大發，價格走低的特征 30。 因此，在國家發展改革委、國家能源局《關于加快推進電力現貨市場建設工作的通知》指出有序推動新能源進 入市場的背景下 31，長周期電力合約在應對市場風險，保障新能源高質量發展方面的作用進一步凸顯。可再生 能源企業與電力用戶需要在電力中長期市場與現貨市場中找準平衡點。一方面，通過現貨市場發現電力的商品 價格，另一方面，通過中長期市場簽訂交易合同，提前鎖定合約周期內的電力價格與交易電量，以長期可預見 的營收或成本，對沖現貨市場的電價波動所帶來的交易風險。