粤港澳大湾区建设是国家重大发展战略，提升绿电消纳水平是加快构建大湾区新型能源体系、积极稳妥推进碳达峰碳中和的重要举措，对建设国际一流湾区和世界级城市群、打造能源电力高质量发展典范具有重要意义。

大湾区提升绿电消纳

水平的基础良好

电力需求保持稳定增长。2021年，粤港澳大湾区全社会用电量约6200亿千瓦时，同比增长11.8%，2010-2021年年均增长率5.1%，保持稳定增长。预计“十四五”中后期，粤港澳大湾区新兴产业发展强劲，2025年全社会用电量可达7000亿千瓦时。“双碳”目标将加快推动大湾区产业和用户绿色低碳转型发展，传统制造业、高新技术产业、建筑业和交通行业对绿电需求将保持快速增长态势。

电力供应保障能力持续提升。2021年底，粤港澳大湾区电源总装机约9650万千瓦，同比增长13.6%；2021年，粤港澳大湾区电源总发电量3330亿千瓦时，占全社会用电量54%。其中，新能源发电装机866万千瓦，同比增长24.8%，占总装机量9%，新能源发电量214亿千瓦时，占总发电量6.4%，电源结构持续优化，绿色电量逐步提升。西电东送是粤港澳大湾区清洁电力供应的主体，2021年大湾区受入西电电量1893亿千瓦时。目前，藏东南送电粤港澳大湾区已纳入国家“十四五”电力规划，为中长期绿电供应增加保障。粤东西北地区2021年送大湾区电量合计978亿千瓦时，“十四五”海上风电等新能源项目以及新增支撑性调节性电源项目加快推进，为大湾区提供清洁、可靠的电力供应补充。

电力市场深化改革营造良好环境。2022年1月25日，《南方区域绿色电力交易规则（试行）》印发实施，明确提出绿电、绿色电力证书和绿电交易等定义，以及绿电交易市场成员、绿电交易形式等内容。2022年7月23日，南方区域电力市场启动试运行，全国统一电力市场体系率先在南方区域落地。2022年，广东绿电成交电量超过15亿千瓦时，随着电力市场机制不断优化完善，将为提升大湾区绿电消纳水平提供有力支撑。

面临的主要挑战

绿电交易市场机制仍需进一步完善。目前参与市场化交易的绿电主要为无补贴的新能源项目，大部分存量项目因核准早、上网电价高、补贴高，缺乏参与绿电市场交易的意愿，绿电交易市场规模不足。新能源发电不可控，中长期出力预测困难，与用电负荷曲线难以匹配，参与短周期交易难度大。同时，绿电跨省跨区交易机制尚未完善，不同省区的电力市场规则差异也限制了绿电大范围交易发展。

环境溢价和外部成本推高绿电价格并影响消纳积极性。绿电价格以中长期电力交易市场中的燃煤发电基准价为基础，上浮一定的比例作为绿电环境价值的体现。目前，广东海上风电度电成本较高，近中期虽有下降空间但仍明显高于煤电、核电等常规电源，大规模发展将推高用电成本，影响部分用户的购买意愿。同时，光伏、风电利用小时数偏低，配套送出线路利用率不足，将增加电网建设和运维成本。为保障新能源消纳配套建设的调节性电源，面临投资高、回报难等问题，也将拉高全社会用电成本。

新型电力系统促进

绿电发展的路径举措

新型电力系统作为支撑粤港澳大湾区新型能源体系建设的核心力量，在推动清洁低碳转型和提升绿电消纳水平方面发挥至关重要作用。

构建多渠道的绿电供应保障。立足粤港澳大湾区能源资源禀赋，充分利用区内和区外、省内和省外等电力供应渠道，统筹绿电资源协同发展。稳步推进整县分布式光伏建设，充分利用城区和工业园区的屋顶资源，大力发展分布式光伏和与建筑外表面装饰一体化的光伏发电技术。积极稳妥发展大湾区海上风电，推动粤东粤西大规模海上风电送电大湾区消纳，推进藏东南清洁能源基地送电粤港澳大湾区项目前期工作。

建设分区清晰、柔性互联的坚强电网。充分发挥电网资源优化配置平台作用，利用粤港澳大湾区500千伏外环工程和大湾区中、南通道直流背靠背工程，提升大湾区电网电力交换及事故支援能力，保障大规模、高比例绿电传输和消纳。推进“基于湾区外环的柔性直流互联”广东目标网架建设，在珠三角负荷中心实现500千伏电网分区互联，加强各分区与湾区外环联络通道建设，合理布局中长期区外直流落点，提高分区电力自平衡能力，实现电网本质安全。

发展绿色低碳、多元互动的供用能模式。结合粤港澳大湾区清洁用能发展需求，因地制宜、分门别类推广电能替代技术，加快推动“再电气化”进程，聚焦生产制造、交通运输、餐饮娱乐等领域，提高终端能源消费的电能占比。推广负荷柔性化装备技术，加快尖峰电价与可中断负荷机制的完善与设计，建立健全长效的需求响应激励机制。以电能为中心推动能源互联网与分布式能源技术、智能电网技术、储能技术的深度融合，提高终端能源利用效率，引导多元互动、节约高效的能源供应方式。

提升多时间尺度的储能调节能力。针对大规模新能源消纳带来的长周期、短周期和超短周期等调节需求，积极推动粤港澳大湾区不同时间尺度储能布局建设。充分发挥广州、惠州、梅州、阳江等已投产抽水蓄能电站作用，满足大湾区电力供应、调峰及应急保障需求。有序推进“十四五”及中长期抽水蓄能建设，因地制宜开展中小型抽水蓄能建设，加强规划站点储备和站址资源保护。支持发电侧、电网侧、用户侧以及独立储能等各类新型储能建设，提高新能源频率响应特性和短期调节能力，充分发挥新型储能对构建新型电力系统和保障绿电消纳的关键作用。

相关政策机制建议

扩大绿电交易的种类范围。充分反映水电的绿色环境价值，将符合政策条件的水电纳入绿电交易范围，打好“水电+新能源”的绿电产品组合拳，促进多能互补和风光水储一体化发展。加快推动分布式电源纳入绿电市场交易范围，起步阶段考虑将粤港澳大湾区作为先行试点，优先通过聚合等方式参与绿电交易，以市场化手段促进分布式电源发展。

完善能耗“双控”机制。建立绿电消费与能耗“双控”联动机制，通过优化能耗“双控”考核机制促进绿电交易，逐步统筹推进能耗“双控”向碳排放“双控”转变。建立健全绿电交易与可再生能源消纳责任权重挂钩机制，研究制定高耗能行业消纳绿电的刚性约束，进一步提高用户参与绿电市场交易的积极性。

完善绿电交易市场机制。完善南方区域统一电力市场机制，适应大规模绿电市场交易发展，加大省区间新能源调剂力度，挖掘跨省区可调节资源价值。合理设置绿电交易溢价范围，加快建设电-碳市场衔接与互认互通，构建电力交易价格、碳交易价格联动机制，促进绿电环境溢价与碳配额价格趋同，推动不同市场间的价格信号传导更加畅通。