甘肃省绿电消纳路径研究

甘肃省绿电消纳路径研究随着我国能源结构深度调整，新能源发电量占比持续提升，绿电消纳问题逐渐成为制约新能源产业发展的关键瓶颈。作为国家重要的新能源基地，甘肃省绿电消纳水平不仅直接关系到本省新能源产业高质量发展，更对优化全国能源结构具有重要支撑作用。本报告旨在研究如何加快促进甘肃省绿电消纳，推进绿电与产业协同发展，打造经济发展新动能，全面提升甘肃省经济社会发展的绿色含量。一、国内绿电消纳现状（一）全国绿电装机与发电量概况总体装机规模及增长趋势。近年来，我国绿电装机总量呈现出迅猛的增长态势，彰显出我国在能源绿色转型道路上的坚定步伐和显著成效。截至2024年底，全国可再生能源装机达到18.89亿千瓦，同比增长24.6%，占总装机容量的56%。其中，水电装机4.36亿千瓦，同比增长3.2%，占全国可再生能源装机容量的23.07%；风电装机5.21亿千瓦，同比增长18%，占全国可再生能源装机容量的27.56%；太阳能发电装机8.87亿千瓦，同比增长45.2%，在全国可再生能源装机容量中的占比高达46.93%；生物质发电装机4599万千瓦，同比增长4.2%，占全国可再生能源装机容量的2.43%。可再生能源正逐步成为我国电力供应的重要支柱力量。发电量占比及变化。随着绿电装机规模的快速增长，绿电发电量占比也呈现出稳步上升的良好趋势。截至2024年底，太阳能发电量8390.4亿千瓦时，同比大幅增长43.6%，占全国总发电量的8.32%；风力发电量9970.4亿千瓦时，同比增长12.5%，占全国总发电量的9.88%；水力发电量约1.27万亿千瓦时，同比大幅增长10.9%，占全国总发电量的14.13%。（二）消纳责任权重与政策导向消纳责任权重的设定与调整。自2019年我国正式步入建立健全可再生能源电力消纳保障机制轨道以来，对各个省份设定了明确的可再生能源电力消纳责任权重。随着我国可再生能源产业的快速发展和能源转型步伐的加快，消纳责任权重也在动态调整，以适应新的发展形势和要求。2020年度，纳入考核的30个省（自治区、直辖市）全部完成消纳指标任务；2021年度，纳入考核的28个省（自治区、直辖市）完成消纳指标任务，全国总体可再生能源电力消纳责任权重达到29.4%；2022年度，纳入考核的26个省（自治区、直辖市）完成消纳指标任务，全国可再生能源电力总量消纳责任权重达到31.6%；2023年度，纳入考核的25个省（自治区、直辖市）完成消纳指标任务，全国可再生能源电力消纳责任权重达到32.0%。这些数据充分表明，可再生能源电力消纳责任权重政策在推动我国可再生能源发展、提高能源绿色化水平方面发挥了重要作用，取得了显著成效。2024年，多个省份的消纳责任权重目标较以往年份有了明显提升。其中，黑龙江、河南、海南较去年提高7个百分点及以上，吉林、湖南、甘肃较去年提高了6个百分点及以上。这一调整充分体现了国家对可再生能源发展的坚定支持和推动能源绿色转型的决心，也对各省份提出了更高的要求和挑战。相关政策对绿电消纳的推动。为进一步促进绿电消纳，国家层面出台了一系列相关政策，有力地推动了绿电消纳和市场发展。表1国家促进绿电消纳相关政策国家发展改革委、财政部、国家能源局联合印发《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交标志着我国绿证核发和自愿认购制国家发展改革委、财政部、国家能源局联合印发《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实现了绿证核发全覆盖，进一步扩大了绿电绿证的供给，为绿电市场月改公能司展办家合发国综家委、局发国革厅源印《关于进一步加快电力现货市场建设明确合同要素并按现货价格结算偏差电量，这一举措进一步完善了电力市场交易机制，提高了绿电交易的灵活性和效率，有助于促进绿电改家国展国、局发、局源局家委计能国革统家《关于加强绿色电力证书与节能降碳非化石能源消费的明确绿证与能耗双控、碳排放管理等政策衔接机制，并提出夯实绿证核发和交易基础、拓展绿证应用场景等一系列举措，对支持各有关方面增加非化石能源消费、加快经济社会发展全面绿色转型、助力实现国家发展改革委、国家《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质通过市场化改革激活新能源发展内生动力，推动能源结构从“政策驱动”向“市场驱动”转型，为2030年前碳达峰提供了制度保障，更将《绿色电力交易专稿）》开始在国家层面统一和规范绿电交易规则，为进一步促进绿电绿证交在政策支持和市场机制双重驱动下，我国绿证制度体系框架基本建成，绿证交易规模实现快速增长，有效推动了绿电消纳。国家能源局《中国绿色电力证书发展报告（2024）》显示，截至2024年12月底，全国核发绿证47.34亿个，其中可交易绿证31.58亿个。2024年全国绿证交易规模翻两番，达4.46亿个，交易模式灵活多样，跨省交易绿证2.77亿个，省内交易绿证1.69亿个；全国参与绿证交易的消费主体约5.9万个，同比增长2.5倍，其中制造业购买绿证数量占比最高（约占二、甘肃省绿电消纳现状（一）资源禀赋与装机结构风光资源优势。甘肃地处我国西北内陆，具有得天独厚的风能和太阳能资源，为绿色电力的发展奠定了坚实的基础。风能资源理论储量高达5.6亿千瓦，位居全国第4位，全省风功率密度大于300瓦/平方米的技术可开发量达2.37亿千瓦。太阳能资源理论储量达95亿千瓦，位居全国第5位，全年太阳总辐射量为4680-6840兆焦/平方米。河西走廊北部区域是甘肃风光资源最为富集的地区，目前已建成千万千瓦级风电基地和众多大型光伏电站，为甘肃乃至全国的能源供应做出了重要贡献。新能源装机情况。2024年，新能源装机容量6436.59万千瓦（不含储能装机容量441.51万千瓦同比增长24.30%,占全省发电装机容量的64.41％，位居全国第二。其中，风电装机容量3214.76万千瓦，同比增长22.98%，占比32.17%；光伏发电装机容量3190.83万千瓦，同比增长25.63%，占比31.93%。新型储能441.51万千瓦，同比增长40.99％。新能源发电量情况。2024年，新能源发电量806.15亿千瓦时，同比增长15.93％，占全省发电量的35.36％。其中风电（二）绿电消纳市场路径与实施成效绿电消纳方式。省内绿电消纳多措并举。“十四五”以来，甘肃深入实施“引大引强引头部”行动，消纳主体不断增多，就地消纳能力明显增强。甘肃电力现货市场转入正式运行后成为目前全国唯一一家用户“报量报价”参与的电力现货市场，带动全省10%以上的用电负荷由晚高峰转移至午间时段，同时新能源装备制造产业等快速发展，不仅促进绿电消纳，还实现发电、用电企业的互利共赢，推动了能源资源的优化配置。2024年省内绿电成交电量为11.14亿千瓦时，是2023年成交电量的1.58倍。绿电消纳跨区外送。为扩大绿电消纳空间，积极拓展外送通道，不断扩大绿电外送规模，外送26个省份，规模位居全国第2，实现了绿电的跨区域优化配置。2024年，全省累计外送电量558.80亿千瓦时，同比增长6.98%。已建成多条特高压输电通道，这些输电通道犹如一条条“电力高速公路”，将甘肃丰富的绿色电力源源不断地输送到全国各地。表2甘肃特高压输电通道1陇东—山东±800千伏特2甘肃酒泉—湖南韶山±8003甘肃－浙江±800千伏特----4----绿电交易市场。为适应能源转型要求，充分体现新能源环境价值，扩大绿电、绿证交易规模，甘肃电力市场不断挖掘用户绿电绿证消费意愿，分别与北京、上海、天津、安徽、四川、重庆、陕西7个省市达成多年绿电交易合同电量426.77亿千瓦时。其中，2025年99.66亿千瓦时，交易规模居国家电网公司系统第一位。2025年1—4月甘肃绿证交易量达559.65万张，同比增长1.95倍。其中，向外省售出绿证286.82万张，同比增长51.22%，省内绿证成交量272.83万张，较2024年全年增加246.83万张，同比增长9.49倍。充分体现了甘肃绿电交易市场的蓬勃发展和强大活力，也为绿电消纳开辟了更广阔的市场空间，有力地推动了新能源产业的持续健康发展。绿电消纳成效。近年来，随着一系列大型风电、光伏项目的相继建成投产，新能源发电能力不断增强，为绿电消纳提供了充足的电力供应。2024年，全省新能源发电量806.15亿千瓦时，占全省发电总量的35.36％，较以往年份有所提高。在消纳比例方面，不断加大消纳力度，通过拓展省内消纳市场、扩大外送规模、完善交易机制等多种措施，有效提高了绿电消纳比例。2024年，全省绿电消纳责任权重完成26.6%，超额完成1.9个百分点，充分体现了在解决绿电消纳问题上的坚定决心和积极努力。三、甘肃省绿电消纳发展面临的挑战（一）电力供需增速错配甘肃绿电消纳面临电力供应与用电需求的结构性失衡，突出表现为“供应快增”与“需求慢长”的矛盾，且电力增长速度远超工业用电增长，进一步加剧消纳压力。2024年，新能源装机容量达6436.59万千瓦，同比增长24.30%，占总装机64.41%，其中风电、光伏分别增长22.98%和25.63%。同期，全省发电总量达2280.14亿千瓦时，同比增长7.92%，但全社会用电量仅1746.32亿千瓦时，同比增长6.18%。作为用电主力的工业领域，2024年用电量1283.96亿千瓦时（占比73.52%同比增长6.34%，增速比发电总量低1.58个百分点。高载能产业（如电解铝、硅铁）受市场价格波动影响，用电需求疲软。（二）电网建设进度与资源负荷匹配不足甘肃部分地区电网架构不完善，尤其是河西走廊等风电、光伏资源丰富的地区，电网建设相对滞后，一些新能源发电项目远离电网主干线，接入电网的成本较高且接入难度较大，制约了新能源项目的建设和发展。与东部负荷中心地理间隔较远，已建成的特高压输电通道已无法满足新能源电力大规模外送需求，规划中的陇电入浙、陇电入川等特高压工程虽已在建，但2027年前难以形成有效增量，资源禀赋与市场需求错配。2024年，新能源电力外送由于外送通道限制，实际外送电量仅为558.8亿千瓦时，通道利用率不足70%。（三）新型调节资源培育滞后与构网体系薄弱在新能源装机占比突破64%的背景下，甘肃调节性电源体系呈现“传统电源挖潜空间收窄、新型调节资源培育滞后”的特征，加之新能源构网体系尚未建立，对大电网依赖过高，进一步加剧了消纳瓶颈。火电调节能力受限于供暖期“以热定电”政策，冬季低谷调峰缺口显著，难以平衡午间光伏大发与夜间风电高峰的结构性矛盾；水电调节能力受自然来水影响，丰枯期出力差异悬殊，枯水期调节能力大幅下降。新能源发电的随机性、波动性和间歇性，与电网实际需求存在天然错配，而电源侧缺乏独立支撑电网的构网能力，导致弃电风险与保供压力并存，降低新能源发电量和投资收益，影响产业持续发展。现货市场虽已转入正式运行，但价格信号向用户侧传导仍不充分，制约了需求侧资源调节潜力释放。虚拟电厂虽聚合了一定量的可调负荷，但尚未形成规模化参与市场的能力，分布式绿电消纳效率提升有限。（四）发用电两侧电价失衡发电侧，新能源参与市场竞争后，电价形成机制尚未充分反映其环境价值与调节成本。实施的峰谷分时电价调整虽延长了低谷时段以匹配光伏出力特性，但新能源企业在现货市场中仍面临价格压制，导致企业收益显著下降。《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）实施后新能源全面参与市场交易，增量项目电价由市场竞价形成，进一步压缩了企业利润空间，部分项目资本金收益率已逼近金融机构风险警戒线。用电侧，电价结构矛盾凸显。为保障电力系统稳定运行，高峰时段电价设置较高，工业用户电价虽同比下降，但仍高于周边省份。另一方面，光伏行业低价无序竞争蔓延，企业盈利空间持续收窄，进一步削弱了新能源投资动力。此外，现货市场用户侧价格传导不充分，虚拟电厂等新型调节资源尚未形成规模化参与能力，导致电价信号对负荷调节的引导作用有限。这种供需两端的电价失衡，既降低了新能源企业投资意愿，又抑制了高耗能产业的绿电消纳需求，形成“低价低消纳”的恶性循环。（五）储能技术与资源成本的双重约束绿电消纳在储能环节面临技术短板与资源成本的双重制约。当前全省储能以短时电化学储能为主，而液流电池、压缩空气等长时储能技术尚处于试点阶段，2024年新型储能装机中长时储能占比不足5%，难以匹配新能源“午间光伏大发、夜间风电高峰”的间歇性出力特性。锂资源短缺加剧了储能发展困境。受全球锂矿产能限制，2024年电池级碳酸锂价格同比波动幅度达68%，从年初4.2万元/吨飙升至年中8.7万元/吨，年末回落至5.3万元/吨，剧烈波动导致储能项目成本核算失真，部分储能项目因成本失控被迫暂停。短时储能技术难以支撑高比例新能源并网，长时技术因成本高企推广受限；锂价波动导致储能系统经济性下降，进一步抑制投资积极性，使得电网难以平衡发电侧的随机性与用电侧的稳定性需求，间接推高弃风弃光率，制约绿电消纳规模提升。（六）政策协同与落地效能需持续优化在跨省政策层面，各省新能源相关实施方案的制定进度存在差异，政策细则在部分机制设计上也存在不同，一定程度上影响了区域间政策的协同性。这种情况使得甘肃绿电在跨省流动过程中，面临一些衔接上的不便，未能完全实现顺畅流动，对绿电跨省消纳的效率产生了一定影响。在省内政策执行层面，部分规划目标与实际落地之间还存在需要进一步衔接的空间。新能源快速发展对配套支撑措施提出了更高要求，相关措施的推进节奏需与新能源发展态势更好地匹配，以更充分地适应新能源规模持续扩大带来的新需求，为绿电消纳提供更有力的保四、对策建议（一）构建协同互补电源结构与适配性产业负荷体系控制新增火电装机规模，对现有火电机组实施灵活性改造，通过热电解耦、快速启停技术释放调峰容量；依托黄河上游梯级水电站建立联合调度模型，丰水期承担基荷供电，枯水期强化分钟级快速调峰能力。在河西走廊推进千万千瓦级风光基地建设并配套共享储能，在兰州、天水等负荷中心推广“光伏+储能”分布式项目。借力“东数西算”工程，在庆阳、酒泉建设绿电数据中心集群，出台“电价优惠+能耗指标倾斜”政策承接东部高算力产业，在兰州新区、酒泉布局生物医药、新能源装备制造产业，确保新增产业绿电消纳率100%。引导高耗能产业转型升级，推动其与新能源电站签订中长期购电协议，既降低企业用电成本，又稳定绿电消纳规模。通过电源侧协同调度与负荷侧精准适配，实现电力供需动态平衡，缓解增速错配矛盾。（二）完善电网架构提升资源负荷匹配效能针对电网建设进度与资源负荷匹配不足的问题，通过“省内网架升级提效、跨区通道扩容提质”双向发力，构建“强内联外、灵活适配”的新型电力网络，为绿电大规模消纳提供坚实支撑。积极争取国家政策支持，加大对省内电网建设的投资力度，实施河西走廊750千伏北通道工程，解决酒泉、张掖等新能源基地“窝电”问题；同步建设金塔、玉门输变电工程，补强新能源富集区与负荷中心的联络通道；加快陇电入川等特高压输电工程建设，升级吉泉±1100千伏特高压直流工程，提升河西地区新能源输送能力，形成“北通道+吉泉线”双走廊外送格局。加强电网智能化建设，应用数字孪生、5G通信技术构建省级智能调度系统，提升新能源出力预测精度，缩短电网故障恢复时间。加强与受电省份的沟通协调，建立稳定的电力外送合作关系；创新“峰谷分时电价+绿电溢价”机制，在受端市场争取绿电差价，提升甘肃绿电市场竞争力；依托西北区域电力市场开展跨省调峰交易，促进资源与负荷精准匹配，支撑绿电规模化消纳。（三）培育多元调节资源与强化构网能力加快推进常乐电厂二期6号机组建设，形成600万千瓦调峰支撑能力。支持自备电厂参与调峰，通过“容量租赁+绿电替代”机制，释放自备机组调节潜力，增加调峰容量。优先推进水电站配套抽水蓄能项目，利用黄河上游水电资源优势，实现“水储联合调度”，缓解枯水期调节能力不足问题。完善现货市场价格传导机制，拉大峰谷价差并建立尖峰电价，引导用户主动参与调峰。推广成都高新西区经验，将道路照明、商业空调等纳入调节资源。加强西北五省电网互联，建立备用容量共享机制，在冬季枯水期通过跨区互济补充调节能力，降低对外购电依赖度。依托兰州、天水等工业基地，建设省级虚拟电厂平台，聚合高耗能企业、充电站、数据中心等可调负荷，形成千万千瓦调节能力；在兰州新区试点“绿电直连替代”，引导企业参与需求响应。（四）完善市场机制与激励政策平衡电价矛盾针对发用电价失衡问题，可通过金融工具赋能、市场机制优化及用户激励协同破解。发电侧引入风险对冲工具，推广差价合约（CFD）和电力期货，帮助新能源企业锁定中长期收益；参考英国“多退少补”机制，当现货电价偏离基准值5%以上时启动平抑措施。同步优化现货市场限价机制，结合绿证交易收益动态调整价格下限，将负电价下探幅度控制在-0.05元/千瓦时内，避免过度侵蚀企业利润。用电侧强化激励机制，对年绿电消费多的高耗能企业，给予年度碳配额奖励；开发居民绿电APP，整合电网账户与“一键购证”功能，通过绿证购买积分兑换电费折扣，提升参与度。同时完善“基础电价+绿证收益”机制，拉大峰谷价差，降低高耗能产业低谷用电成本；规范光伏行业竞争，设立组件价格预警线。（五）强化储能技术研发与多元应用技术研发层面，依托兰州新区科创资源，联合中国科学院兰州分院、兰州大学建立储能技术联合实验室，重点攻关液流电池电解质材料、压缩空气储能高效换热技术，给予研发项目补贴。推动金川集团电池材料项目扩容，形成“镍钴资源—电池电芯—储能系统”产业链，降低本地储能设备采购成本。多元应用方面，在河西走廊风电基地继续布局“风电+压缩空气储能”示范项目，大力支持张掖、酒泉“光伏+抽水蓄能”组合模式，利用盘道山电站调节光伏午间出力。结合兰州新区新能源汽车产业，推广退役电池梯次利用储能项目，降低储能系统成本。市场机制上，推行“储能+绿电”打包交易，全面支撑新能源消纳需求。（六）提升政策协同与落地效能的具体措施在跨省政策协同方面，可主动参与西北区域及跨省协调机制，推动与东部负荷中心省份建