《“指导意见”力促可再生能源消费量目标量化，多方协作确保能源替代平稳推进》
本期内容提要:
事件：10月18日，国家发展改革委等六部门发布《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》。对此我们点评如下：
点评：
1、加速推进能源替代，可再生能源消费量目标量化明确
本次发布的《指导意见》，是继2022年6月《“十四五”可再生能源发展规划》后又一支持鼓励可再生能源发展的重磅政策。相较于《“十四五”可再生能源发展规划》中“2025年，可再生能源消费总量达到10亿吨标准煤左右”的目标，此次《指导意见》不仅加码2025年全国可再生能源消费量需要达到11亿吨标煤以上，更进一步提出“2030年全国可再生能源消费量达到15亿吨标煤以上”的“十五五”量化目标。可再生能源消费量目标出现进一步提升与远期明确量化。
2025年可再生能源消费总量目标11亿吨标煤以上，对应电量及装机规模测算：
假设可再生能源均需转化为电能进行消费，并假设度电标煤煤耗为300g/kWh，且忽略电网线损，则到2025年全国可再生能源发电量应达到约3.67万亿千瓦时。
考虑到至2025年底全国水电装机投产体量较小，假设2025年水电发电量基本维持在1.45万亿千瓦时；生物质发电体量较小，假设2025年生物质发电量约为0.25万亿千瓦时，则风电与光伏发电量需达到约2万亿千瓦时，相较2023年风光发电增量约5300亿千瓦时。
假设2024-2025年风光新增装机维持2023年“1:2.86”的比例，风光利用小时数维持2023年情况，则可得出2024-2025年两年合计新增风光装机应分别为约9000万千瓦和约25700万千瓦，风光平均每年新增装机要求分别约为4500万千瓦和12850万千瓦以上。
考虑到2024年1-9月风光累计新增装机分别为3912万千瓦和16088万千瓦，以及年底风光项目均存在抢装现象，“十四五”后两年合计新增装机目标目前看压力有限。
2030年可再生能源消费总量目标15亿吨标煤以上，对应电量及装机规模测算：
采用相同假设，到2030年新增的4亿吨标煤消费量目标全部由新增风光电量完成，则“十五五”新增风光发电量应对应1.33万亿千瓦时以上。
若继续沿用前述风光新增装机及利用小时数假设，则可得出2024-2030年7年合计新增风光装机应分别为约31600万千瓦和约90300万千瓦，风光平均每年新增装机分别约为4500万千瓦和12900万千瓦即可满足要求，对应风光新增装机的压力较为有限。
2、供需两端共同发力，制度层面逐步完善，合力保障可再生能源替代过程
供应角度重点强调“安全可靠”，多层次保障能源替代过程平稳有序。《指导意见》从供给能力、配套设施、需求响应、系统调节等多层次着力，重点强调可再生能源的替代应建立在“安全可靠”的基础之上，在发展可再生能源的同时仍需保障能源电力系统的稳定运行。其中包括要求强化可再生能源自身的功率预测和智慧调控能力；加强数字化智能化电网建设，尤其是配电网的网架结构、调度机制和灵活承载能力的优化提升；鼓励和强化负荷主体参与需求侧响应；以及加强煤电灵活性改造、水电优化升级，多种新型储能方式应用研究等方面工作。
需求角度重点强调“因地制宜”，推进深化不同应用场景的可再生能源替代。《指导意见》明确表示从能源转型角度实现引导高耗能制造业向西北、西南等可再生能源资源富集、资源环境可承载的地区迁移，并基于工业、交运、建筑、农村、新基建等不同应用场景，提出一系列推进深化可再生能源替代的具体可行方向。其中，工业方面重点提及在重工业方面推进电能替代，以新能源及绿氢就地利用的方式减少碳排；交运方面同样以电/绿能替代和就地利用的方向鼓励行业与可再生能源融合互动；建筑方面则侧重于分布式光伏等分布式可再生能源的推广实现建筑-可再生能源集成；农村方面在电能替代和就地利用外着重强调积极发展分布式风光电源；新基建方面则主要从绿电消费占比角度推动可再生能源替代。
制度保障角度重点强调“健全完善”，从电-绿两个角度健全完善现有机制，推进并保障新能源参与市场。制度支持与保障方面，《指导意见》除强调继续落实既有的能耗双控政策（非化石能源不纳入能源消耗总量和强度控制要求）和绿电绿证政策（使用绿证作为可再生能源电力消费核算的基础凭证，加强绿证与节能降碳政策的有效衔接。加快建立基于绿证的绿色电力消费认证机制。推进绿证绿电与全国碳市场衔接）以外，还重点提及深化新能源上网电价市场化的改革，支持可再生能源发电项目与各类用户开展直接交易及与用户签订多年购售电协议，继续稳妥有序推动分布式新能源参与市场交易。
3、总结与点评：
1）可再生能源替代大力推进，安全可靠仍是重要前提，顶峰调节资源有望持续获益
本次《指导意见》是继2022年6月《“十四五”可再生能源发展规划》后又一支持鼓励可再生能源发展的重磅政策，可再生能源消费量目标也出现进一步拔高提升与远期明确量化，代表我国可再生能源替代与低碳发展正在坚定不移地大力推进。但需要注意到的是，自2022年“迎峰度夏”期间我国华东、华南、西南等地频发“拉闸限电”事件后，能源政策重心向安全保供重点转向。虽然2023-2024年电力系统运行平稳有序，能源价格逐步趋稳，本次《指导意见》依然重点强调“统筹谋划，有序替代”的可再生能源替代方针和“着力提升安全可靠替代能力”的要求。随着可再生能源替代推进，高比例新能源持续接入电力系统或将持续引发电力系统供应端的强烈波动。以煤电为主的顶峰电源和独立储能、虚拟电厂等灵活性资源有望在电力市场化改革政策推进落实中，从电力现货市场、辅助服务市场和容量补偿机制等方面获得更高收益。
2）消纳压力日益明显，就地消纳与转化氢氨或成新方向，配电网改造有望推进
以风光为代表的新能源出力具有随风逐日的波动性和间歇性，因而电力系统需匹配灵活调节资源以平抑新能源波动。新能源装机的高速增长给电力系统持续带来消纳压力。2024年5月，国务院发布《2024—2025年节能降碳行动方案》，提出“资源条件较好地区的新能源利用率可降低至90%”，正式官宣放弃先前制定的新能源消纳率95%的红线。本次《指导意见》主要从需求端重点鼓励发展分布式光伏风电，推动新能源就地消纳与转化，以园区式源网荷储一体化项目或风光氢氨醇一体化项目等方式提升可再生能源利用比例。风光制氢制氨项目有望在政策支持鼓励下持续发展。而高比例新能源就地消纳在缓解主网压力时或将给配电网带来容量不足、潮流反送等问题，配电网改造在分布式新能源就地消纳利用的新需求下有望获得投资加码与持续推进。
3）推动入市同时完善电价绿证托底机制，新能源运营商有望实现进一步发展
本次《指导意见》延续先前政策，持续推动包括分布式在内的新能源入市参与市场交易。但需要注意的是政策同样重点强调“建立和完善适应可再生能源特性的市场交易机制”，并支持可再生能源发电项目签订类似于欧洲的“多年购售电协议”以维持项目电价的相对稳定，进而一定程度上保障项目收益。此外，绿电绿证的需求有望先于高耗能企业的绿电消费刚性约束上落实，可再生能源的绿色价值有望逐步体现。综合来看，虽然入市交易存在电量电价的不确定性，但相关托底机制有望持续完善。新能源运营商有望在政策支持下实现进一步发展。
4、风险提示：
宏观经济压力导致用电量增速不及预期，电力市场化改革进展的不确定性，电网投资力度不及预期。
