中国可再生能源发展现状、趋势、交易模式及风险分析

近年来，以风、光为主的可再生能源高速发展。

2022 年风电、光伏新增发电装机占全国新增发电装机的 62.7%7 ，成为电力新增装机的重要组成。“十四五”时期，中国进一步明确了可再生能源发展目标，据国际 能源网 / 光伏头条不完全统计，30 省 / 市规划的“十四五”风电、光伏新增装机目标超过 874 吉瓦 8 。 与此同时，在技术进步和项目开发经验成熟等因素的共同作用下，可再生能源的发电成本正在逐渐降低 9 。根 据彭博新能源财经数据预计，在中国，如陆上风电等可再生能源品种的平准化度电成本已经低于火电 10。 可再生能源发展被视为能源低碳转型的必由之路，其为不断增长的能源电力需求和与之而来的温室气体排放提 供平衡。通常，可再生能源发展面临一系列的经济性挑战，包括技术成本、融资障碍等，与传统能源相比，尽 管可再生能源的运营成本更低，但可再生能源前期投资需要更高的初始成本 11。因此，在可再生能源的初期发 展阶段，需要强有力的政策引导。

中国可再生能源市场的高速发展得益于政府的积极支持和政策引导。自 2006 年《可再生能源法》颁布实施以 来，相关政府部门颁布了一系列政策以支持和引导可再生能源的高质量发展，包括可再生能源能源上网电价补 贴政策，以缓解可再生能源面临的高成本障碍并保障可再生能源能够具备稳定的投资收益；可再生能源发电技 术研发支持政策及研发投资补贴，以促进可再生能源发电技术的稳步提升，从而降低发电成本 12。 随着中国可再生能源产业的加速成熟，产业技术与经济性水平不断提高，针对可再生能源的补贴逐步退坡 13。 2019 年，国家发展改革委、国家能源局出台《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》， 推进建设不需要国家补贴执行燃煤标杆上网电价的风电、光伏发电平价上网试点项目 14，可再生能源迎来去补 贴时代。2021 年，国家发展改革委《关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知》提出，2021 年起，对 新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网 15。 在全面去补贴之后，加速可再生能源市场化建设与完善相关政策发展机制成为推动可再生能源发展的关键任务。

为促进可再生能源能源消纳利用，在传统电力市场的基础上，中国初步构建了以绿电交易为主要手段，辅助以 绿证交易的市场机制，以充分反映绿电的电能量价值和环境价值 16。2021 年 9 月，中国启动绿电交易试点工 作以来，一系列政策的出台，进一步完善和丰富了绿电市场化交易的模式与规则。《北京电力交易中心绿色电 力交易实施细则》和《南方区域绿色电力交易规则（试行）》为绿电交易在全国范围内展开奠定基础，提供规 范 17。国家发展改革委、财政部、国家能源局《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》明确以绿证作为中国可再生能源电量环境属性的唯一证明，实现绿证核发全覆盖 18。 部分省市在此基础上通过一系列强制性政策刺激可再生能源消费的需求。例如，《江苏省促进绿色消费实施方案》 提出，到 2025 年，高耗能企业电力消费中绿色电力占比不低于 30%19。

然而，市场的建设并非一蹴而就，中国可再生能源交易从规模和模式上仍有进一步扩展的空间。从交易规模上， 中电联数据显示，2022 年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量 52,543.4 亿千瓦时，占全社会 用电量的 60.8%，市场化交易成为主流；然而，全国省内绿电交易电量仅为 227.8 亿千瓦时，不到全国省内 电力直接交易总量的 1%20。 交易模式方面，由于中国的可再生能源市场仍处于建设阶段，企业参与可再生能源市场化交易可以尝试的模式 主要包括以下两种： 第一种是直接参与由交易中心组织的绿电市场交易。用电企业通过直接购买或由售电公司代理的方式购买绿色 电力，交易模式主要包括双边协商、集中竞价、挂牌交易等方式，用电企业依据合同实际执行情况进行结算并 获得相应的绿色电力证书 21。

第二种是电力用户成立新能源发电公司，直接投资或通过与开发商合资建设集中式可再生能源发电项目，项目 可以通过市场化的手段参与市场交易 22。 企业作为电力消费的终端用户，近年来对于绿色电力的需求不断提升，以阿里巴巴、腾讯、秦淮数据、万国数据 为代表的互联网科技企业，以巴斯夫、科思创为代表的国际化工企业纷纷推动扩大绿电交易规模，或试点新型 绿电交易模式。 在中国绿色电力交易体系构建不断完善，企业绿电消费需求蓬勃发展的背景下，中国可再生能源交易品种与模 式有望进一步扩大。这一改变将有赖于政策制定方、发电方、售电方和终端电力消费用户的共同推动与多方协力。

目前中国绿电市场尚处于建设阶段，政府通过一系列政策来支持与推动可再生能源的交易与发展。从顶层设计 上，2022 年，国家发展改革委、国家能源局印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，提出 两个关键时间节点，到 2025 年，全国统一电力市场体系初步建成，有利于新能源、储能等发展的市场交易和 价格机制初步形成；到 2030 年，全国统一电力市场体系基本建成，新能源全面参与市场交易 23。 在推动平价可再生能源项目全部参与绿电交易的基础上，国家发展改革委、财政部、国家能源局《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》指出，要稳步推进享受国家可再生能源补贴的绿电项目 参与绿电交易，以更好满足市场对绿电需求的现实需要 24。

随着新能源入市的推进，可再生能源发电侧主体正面临着多种市场政策演化所带来的不确定性。 可再生能源发展初期，补贴政策是中国可再生能源快速扩大装机规模的重要“推手”，新建可再生能源项目通 过保障性收购、补贴上网等政策机制确保了收益预期的稳定、可观 25。在参与电力市场后，可再生能源资产从 稳定的价格预期转变成为基于市场波动的不稳定价格预期，需要升级相应的资产价值评估方法学并配合妥善的 资产运营手段。 而对于发电方来说，营收的不确定性上升，将对企业盈利能力、抗风险能力、精细化管理能力等提出更高要求。 此外，在从全面保障性收购转向全面市场化交易的新阶段，可再生能源发电方所面临的发电量偏差风险无疑将 进一步扩大。

具体来说，可再生能源受到天气因素影响，出力存在波动性和不确定性。可再生能源在参与市场交易时无法像 传统可调度的火电机组准确的控制出力情况，仅能依据出力预测在远期或年度交易时间窗口提供预期发电量及 曲线。在市场结算环节，可再生能源需要依据自身实际出力曲线与其在出清申报前的申报电量进行差异结算。 以国家发展改革委、国家能源局发布的《电力现货市场基本规则（试行）》中对电能量批发市场的结算方式之 一为例，中长期合同电量按中长期合同价格结算，并结算所在节点 / 分区与中长期结算参考点的现货价格差值， 实际电量与中长期合同电量的偏差按现货市场价格结算 26。这意味着，可再生能源出力预测与可再生能源实际 发电情况所产生的偏差电量暴露在波动的市场价格环境下。

货交易主要开展日前、日内、实时的电能量交易 27，能够更加及时地反映电力供需关系和价格波动。由于可 再生能源发电具有同时性，当新能源占比进一步提高时，在现货市场中，可再生能源不可避免面临价格踩踏风险； 以光伏为例，部分地区光伏占比较高，电力富余和电价下跌的情况出现在午间时段；此外，光伏和风电集中发 电将引发可再生能源发电时段之间的竞争，从而使得可再生能源在现货市场上难以获得预期的电价水平 2829。 根据远景智能极客院梳理，2023 年 1 月到 3 月，主要可再生能源现货省份的现货价格都呈现出早晚价格走高， 而白天光伏大发，价格走低的特征 30。 因此，在国家发展改革委、国家能源局《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》指出有序推动新能源进 入市场的背景下 31，长周期电力合约在应对市场风险，保障新能源高质量发展方面的作用进一步凸显。可再生 能源企业与电力用户需要在电力中长期市场与现货市场中找准平衡点。一方面，通过现货市场发现电力的商品 价格，另一方面，通过中长期市场签订交易合同，提前锁定合约周期内的电力价格与交易电量，以长期可预见 的营收或成本，对冲现货市场的电价波动所带来的交易风险。