企业绿色电力采购机制

中国市场年度报告：2022年进展、分析与展望

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MRMI

关于落基山研究所（RMI）

落基山研究所(RMI)，是一家于1982年创立的专业、独立、以市场为导向的智库。我们与政府部门、企业、科研机构及创业者协作，推动全球能源变革，以创造清洁、安全、繁荣的低碳未来。落基山研究所致力于借助经济可行的市场化手段，加速能效提升，推动可再生能源取代化石燃料的能源结构转变。落基山研究所在北京、美国科罗拉多州巴索尔特和博尔德、纽约市、加州奥克兰及华盛顿特区设有办事处。

作者与鸣谢

作者
郝一涵、江漪、路舒童、李婷
作者姓名按姓氏首字母排列。
除非另有说明，所有作者均来自落基山研究所。

联系方式

路舒童，llu@rmi.org

引用建议

郝一涵、江漪、路舒童、李婷，企业绿色电力采购机制中国市场年度报告：2022年进展、分析与展望，2023年4月

鸣谢

本报告作者特别感谢以下机构对本报告对支持。ClimateWorks Foundation

*除特别注明，本报告中所有图片均来自iStock

执行摘要
主要政策梳理
可再生能源电力市场发展情况梳理 8
五种采购机制更新 12
机制一：绿电交易 . 14
机制二：绿色电力证书 . 15
机制三：直接投资集中式风光项目. 16
机制四：场内分布式风光发电项目..
机制五：分布式市场化交易（隔墙售电）
可再生能源电力市场的发展展望及对企业绿电采购策略影响.....
附录 22
附录一：已开展绿电交易省份及交易规则列表 .. . 23
附录二：部分省份2022年省内绿电交易价格 ... 24
附录三：绿证采购平台对比.. . 25

执行摘要

在碳中和目标的推动下，我国2022年可再生能源发展继续保持良好势头，风光装机总量稳步上升，2022年新增风光装机125.04GW，占总体新增装机的63%，使得风光项目成为我国电力新增装机的主体。其中，分布式光伏发展飞速，新增装机总量再次超越集中式，占光伏新增装机的58%以上。

与此同时，2022年频发的极端天气造成全国多地电力供应紧张，电力保供成为焦点，提高可再生能源电力供应的可靠性，构建可再生能源的高质量发展模式受到更多关注。国家及多地推出支持源网荷储、“光伏+”、虚拟电厂等发展理念及政策，并积极落地试点，以推动可再生能源实现多元化发展。

可再生能源市场的整体发展情况将对企业买家采购绿电的方式和成本产生直接影响。本报告将基于对2022年度重点政策和数据的梳理，较为全面地展现和分析了绿电市场的发展动态，能为企业绿电采购决策提供依据和参考。

从政策宏观角度来看，2022年政策重点落在完善体系上，在整体目标及具体执行方向上给予了更明确的指导：

国家及各地“十四五”政策陆续出台，如《“十四五”可再生能源发展规划》、《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》等，明确了装机目标、消纳渠道、市场发展时间线、下一步行动计划等具体内容，可再生能源市场的发展规划得到进一步完善，执行性增强。

部分地区通过提出绿电消费的刚性要求，或对绿电消费用户提供优惠政策的方式，加大力度刺激绿电消费。

从绿电采购模式来看，2022年政策主要集中在推动绿电交易及绿证交易这两种采购模式上。由于这两种模式在参与门槛和采购规模两方面都极具优势，对这两种模式进行完善和推广有助于进一步提升绿电消费水平。

绿电交易持续推进：2022年，绿电交易市场交易规则进一步规范完善，出台《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）》，为全国范围开展绿电交易奠定基础。绿电交易更加活跃，全年成交量达227.8亿千瓦时；

绿证交易推陈出新：《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》再次明确了绿证的权威性、唯一性、通用性和主导性，并在绿证交易渠道等方面持续发力，绿证有望逐步成为绿电消费的基本凭证；

直接投资政策环境趋于复杂：尽管国家出台《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》明确推动简化风电项目流程，但实际推进较慢，部分地区要求新建电站需配套储能等以获得项目开发指标，客观增加了直接投资所需的人力物力成本。

分布式光伏发电装机势头强劲，但市场化交易机制尚不成熟：尽管分布式光伏已成为近两年来光伏装机的主力，装机量持续攀升，政策也频频提及推动分布式市场化交易，然而实际执行的进展较为有限。

2022年初，国家提出加快建设全国统一电力市场体系，其中设定了“2025绿电交易规模显著提高、2030新能源全面参与市场”的目标。在该目标的指引下，顶层设计文件进一步细化可再生能源电力市场“十四五”期间发展路径。

图表1 电力系统顶层设计相关文件

发布时间	政策名称	重点内容
2022.1	《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》	：	首次明确了现货市场未中标的电量不纳入弃风弃光电量考核; 2025跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高、2030新能源全面参与市场。
		.	电网企业应提升新能源电力接纳能力，动态公布经营区域内可接纳新能源电力的容量信息并提供查询服务，依法依规将符合规划和安全生产条件的新能源发电项目和分布式发电项目接入电网,做到应并尽并；
2022.2	《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》		新能源电力能建尽建、能并尽并、能发尽发；鼓励新能源发电主体与电力用户或售电公司等签订长期购售电协议；
			完善支持分布式发电市场化交易的价格政策及市场规则;
			新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制。


2022.3			明确2022年以保障能源安全稳定供应为首要任务，并加快能源绿色低碳转型,大力发展非化石
	《2022年能源工作指导意见》		能源,制定了非化石能源占能源消费总量比重提高到17.3%左右,风电、光伏发电发电量占全社
			会用电量的比重达到12.2%左右的目标。
2022.4	《中共中央国务院关于加快建设全国统一大市场的意见》		健全多层次统一电力市场体系，研究推动适时组建全国电力交易中心。




			2025年,可再生能源年发电量达到3.3万亿千瓦时左右。“十四五"期间,可再生能源发电量增量
	《“十四五”可再生能源发展		在全社会用电量增量中的占比超过50%,风电和太阳能发电量实现翻倍;
2022.6

	规划》
			2025年,全国可再生能源电力总量消纳责任权重达到33%左右，可再生能源电力非水电消纳责





			任权重达到18%左右。

强调绿电消费在强制市场中的重要作用，提出推动绿电市场与其他市场之间的衔接，提高企业绿电消费意愿。

图表2 消费侧相关文件

发布时间	政策名称	重点内容. 加强高耗能企业使用绿色电力的刚性约束;各地应组织电网企业定期梳理、公布本地绿色电力时段分布,有序引导用户更多消费绿色电力;加强绿色电力交易与碳排放权交易的衔接,结合全国碳市场相关行业核算报告技术规范的修订完善,研究在排放量核算中将绿色电力相关碳排放量予以扣减的可行性；对消费绿色电力比例较高的用户在实施需求侧管理时优先保障。：建立绿色电力交易与可再生能源消纳责任权重挂钩机制
2022.1	《促进绿色消费实施方案》
2022.1	《“十四五"节能减排综合工作方案》	“十四五"时期新增可再生能源电力消费量不纳入地方能源消费总量考核。原料用能不纳入全国及地方能耗双控考核。
2022.11	《关于2022年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》	. 明确各省2022年可再生能源电力消纳责任权重以及2023年再生能源电力消纳责任权重预期目标。. 准确界定新增可再生能源电力消费量范围;· 各省级行政区域可再生能源消费量以本省各类型电力用户持有的当年度绿证作为相关核算工作的基准;将新增可再生能源电力消费量从各地区能源消费总量中扣除,但仍纳入能耗强度考核。
2022.11	《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》

简化新能源项目审批流程，激励新增装机，提高平价项目储备。

图表3 供给侧相关文件

发布时间	政策名称	重点内容
2022.4	《关于2022年新建风电、光伏发电项目延续平价上网政策的函》	. 延续2021年平价上网政策
2022.5	《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》	易；不得以任何名义增加新能源企业的不合理投资成本;	在电力现货市场试点地区，鼓励新能源项目以差价合约形式参与电力市场交
2022.10	《国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于促进光伏产业链健康发展有关事项的通知》	.	推动风电项目由核准制调整为备案制。鼓励光伏产业制造环节加大绿电消纳，就近就地消纳绿电。使用绿电进行多晶硅生产的，新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制。

全国风电太阳能总并网装机量

2022年风电太阳能新增装机量占比

2022年，我国可再生能源发展持续保持良好态势，风电和太阳能装机量稳步提升。截止2022年底，全国累计风电太阳能总装机量为758GW。根据此增长趋势，风电太阳能将稳步迈向2030年12亿千瓦以上的装机目标。1

以风电、太阳能为主的可再生能源装机在我国电力系统中的地位逐渐加强，已经成为新增装机的主力。2022年中，新增风电太阳能装机125.04GW，占新增装机总量的63%。

来源：国家能源局

各电源累计装机容量比例

全国风电和太阳能发电量占总发电量比例

来源：国家能源局、国家统计局

得益于风电太阳能发电装机的稳步提升，我国整体电源结构持续优化，清洁能源占比持续提升。截至2022年底，风电、太阳能发电累计装机占比从2021年的27%上升到2022年的30%。

随着装机量的上升以及消纳能力的提升，风电、太阳能发电量也持续上升，从2021年的11.7%上升至2022年的13.4%，并连续5年保持稳定增长。

全国市场化交易电量

来源：国家能源局、中国电力企业联合会

全国省内绿电交易量

来源：国家能源局、中国电力企业联合会

省内绿电交易量 vs. 省间绿电交易量

来源：北京电力交易中心

随着电力市场建设逐步推进，电力市场化交易规模不断增长。2022年，市场化交易电量占全社会用电量比重达61%，较2021年增长15%。

自2021年9月试点以来，我国绿电交易机制逐步完善，交易规模持续增长。2022年成交电量达227.8亿千瓦时（省内交易）。2022年下半年，随着多个省份公布本省绿电交易实施细则并开展交易试点，以及更多的平价项目投运，省内绿电交易量出现一波上涨。

由于省间交易涉及主体更多，交易流程更为复杂，目前全国的绿电交易以省内交易为主。以国网地区为例，截至2022年7月1日，国网地区省内成交量是省间成交量的5倍左右。

随着市场不断发展，采购机制不断完善，不同采购机制对达成企业绿电目标的作用和潜力，以及所需成本也在发生变化。

落基山研究所根据市场发展归纳出的五种主流的绿电采购机制（图表4）在过去一年中持续发展。其中，绿电交易、绿证、直接投资集中式项目和场内分布式项目等机制均加速成熟，都有潜力为企业提供一定规模的绿色电力。

直接投资集中式风光项目和场内分布式风光发电项目前仍存在环境权益确权问题：

• 场内分布式风光发电项目 - 由于尚无法核发绿证，企业需要通过合约约定环境权益的归属。

直接投资集中式风光项目-虽然集中式项目可以作为发电主体申请获得绿证，但若企业买家选择通过国家保障性收购出售项目产生的绿电电量，并保留绿证的模式证明绿电消费，需格外注意环境权益在企业消费履约端和省内可再生能源电力消纳责任权重履约端的双重计量问题。

图表4 五种采购机制

机制	描述	达成企业目标的能力采购规模：大价格：以双边协商为主可靠性：绝大多数省份都有交易落地,部分省份已开展常态化交易
绿电交易2	可再生能源发电企业与企业用户 (或由售电公司代理）之间签订购售电合同	达成企业目标的能力采购规模：大价格：以双边协商为主可靠性：绝大多数省份都有交易落地,部分省份已开展常态化交易
绿色电力证书(绿证）	由国家可再生能源信息管理中心针对每兆瓦时非水可再生能源上网电量颁发的证书，用以证明环境属性和绿色电力消费	采购规模：大价格：补贴绿证,价格较高;无补贴绿证约50元／张,大宗购买有议价空间可靠性:易于购买。国家发改委、能源局、财政部官方认可。国际认可度逐步提升
直接投资集中式风光项目	企业通过股权投资，新建或收购已建成的可再生发电项目。通过全部或部分持有发电资产股份，获取绿电及相应的环境权益。	采购规模：大价格：基于项目而异,是投资而非直接成本,内部收益率因地区而异可靠性:受限于省间通道、指标获取、双重计量问题,获取理想投资项目对于企业来说具有挑战
场内分布式风光发电项目	企业在场内直接安装分布式光伏或分散式风力发电设备，产生的电量自己使用或全额上网	采购规模：小价格：企业自建或选择通过合同能源管理的模式委托给服务公司。合同能源管理模式(EMC):可获得10%-20%的电价折扣;自建模式：可达10%以上的内部收益率可靠性:模式成熟。对企业设施物理条件有要求,产生电量能否满足业主用电需求应视业主用电情况采购规模：小价格:费用结构存在争议,过网费难以核定,预期电价具有竞争力可靠性：试点推进缓慢,大部分省份仍未制定发布交易细则
分布式市场化交易(隔墙售电)	企业用户可通过市场化交易从处于同一配网的分布式发电项目购买绿电

机制一：绿电交易

·北京电力交易中心和广州电力交易中心分别发布《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）》，对绿电交易的概念、交易组织、定价、绿证流转等问题首次作出了明确规定，为各省开展绿电交易奠定了基础。两部交易规则核心内容表明，绿电交易需：

• 采取“证电合一”的交易模式，即绿电交易合同结算电量所核发的绿证需划转给电力用户。
• 体现绿电的环境溢价，并在交易价格中将环境溢价单独列出。

2022年主要进展

截止2022年底，全国已有28个省份开展过绿电交易；多省份在区域交易规则基础上，结合省内发展情况，出台了省内绿电交易实施细则；根据各省交易公告，部分省份已开始按月常态化开展绿电交易。（详见附录一）

• 2021年9月试点落地之后，9-12月绿电交易量（省内）为8.6亿千瓦时，而2022年同期交易量为140.3亿千瓦时，是2021年的16倍之多。（详见第11页图“全国省内绿电交易量”）

受绿电采购需求提升影响，国网区域和南网区域的绿色溢价平均水平在2021年试点价格基础上均有所提高。在国网区域，截止2022年7月1日，平均绿色溢价（相较于燃煤基准价）为0.08元/kWh（冬残奥会使用的绿电不在此列），最高时达到0.11元/kWh。在南网区域，试点交易期间平均绿色溢价为0.027元/kWh ，2022年以来各省的绿色溢价水平较试点交易均有所增长。

当前部分地区尤其是东南沿海经济活动密集区域已并网的省内平价项目有限，同时，跨省跨区交易由于设计通道容量、多主体协调、各地规则差异等原因，开展难度较高。省内资源紧张与跨省区外购难共同造成了绿电供给紧张，使得绿电价格加速上涨。同时，由于目前暂没有明确的环境权益定价机制，双边价格协商缺乏理论基础，造成环境溢价无规律波动。（部分省份绿电成交价格见附录二）

• 除浙江、江苏、广东、广西等省份尝试按月开展省内交易外，目前多数省份省内交易组织时间不确定，企业用户难以提前进行采购规划。

趋势及挑战

• 由于各省绿电交易进展情况不一，交易规则存在不同程度的差别。绿电省间交易仍存在壁垒，对于在多地区有绿电采购需求的企业而言，协调采购的难度相对较大。

• 当前绿电交易合同一般不超过一年，长期电力交易合同仍处于探索阶段。长期合约机制的建立与成熟将为企业采购绿电带来更大确定性，因此将刺激更多企业购买绿电。

• 目前已有个别省份（如陕西、新疆、广西、重庆）明确提出对绿电交易主体进行偏差考核。预期未来更将有多省份参考中长期交易规则以建立绿电偏差考核机制。企业应做好用电管理，并明确偏差考核的责任分摊以避免经济损失。

机制二：绿色电力证书

·绿证作为绿电消费量的主要凭证，其功能性已得到多方位认可。例如，在评估企业年度可再生电力消费的增量时，需以企业用户当年持有的绿证量作为核算基准。

2022年9月，国家发改委、能源局联合发布《关于推动电力交易机构开展绿色电力证书交易的通知》，推动电力交易机构组织开展绿证交易。北京电力交易中心和广州电力交易中心分别发布绿证交易规则、搭建绿证交易平台。截至12月初南网区域交易超6.5万个；国网区域截至12月4日，已累计成交绿证103.8万张。

2022年主要进展

当前共有三个线上平台可以进行绿证采购 – 原绿证认购平台、北京电力交易中心统一门户网站、南方区域绿色电力交易系统（三个认购平台情况详见附录三）。根据数据显示，截至2022年底，三个平台总共已有累计1031万张绿证被认购/划转，对应电量103.1亿度。其中50%左右跟随绿电交易以捆绑的“证电合一“的模式被划转。

·当前非捆绑式绿证交易仍以无补贴绿证为主，平台无补贴绿证挂牌价格未超过50元/张。大批量采购由买卖双方线下商议价格，再于平台上完成手续。

• 得益于政策的支持，绿证作为绿电消费环境价值认证的地位提升，绿证市场的交易活跃度有望提升。

• 绿证核发范围有望在近期内扩大至分布式发电、水电、地热、及生物质项目，以扩充绿证供给、匹配绿证需求。3

• 小笔平价绿证初期成交价格以50元/张为风向标，但自2022年来平均成交价格有所下降。预计随着绿电市场与碳市场衔接的进一步加强，绿电的环境价值可以更好地被体现，绿证价格也会对标碳价，相应波动。

• 多部政策均表明，未来绿证交易机制将向更加多样化的方向发展，主要体现在：

趋势及挑战

• 绿证交易平台增多，除当前已有的三个认购平台外，各省也可自行推动绿证交易；

• 北京电力交易中心和广州电力交易中心同时推出绿证代理交易模式，企业用户可以通过售电公司进行集合采购；

• 尽管细则尚未推出，但《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》中已明确表示“绿证原则上可转让”。

• 绿证交易规则的多样化发展需各方紧密协作，做好数据对接等工作，以确保绿证如期核发、划转。

·绿证环境属性双重计量的风险仍然存在，这一风险预计将在中国绿证与国际绿证和碳市场环境属性的衔接、监管机制进一步加强后得到改善。

机制三：直接投资集中式风光项目

• 继2021年新建集中式光伏、工商业分布式和陆上风电实行平价上网后，2022年海上风电及光热项目不再享有国家补贴。但部分沿海省份为发展海上风电项目，仍陆续出台地方性类补贴政策。

·为解决新能源项目间歇性对电网安全的冲击，全国累计超20省份4出台政策要求可再生能源项目配置储能。

2022年主要进展

• 部分省份从新能源消纳压力考量，要求新建新能源项目时参考源网荷储的开发模式，在开发申报时需匹配好负荷端。

• 国家政策要求推动风电项目由核准制改为备案制，且不得以任何名义增加新能源企业的不合理投资成本。若该政策得到全面落实，将进一步简化风电项目审批流程，降低开发难度。

随着氢能产业、通信行业及工业行业的发展以及相关碳达峰方案的出台，政策鼓励用电企业通过自建、自备电厂煤改新能源电厂，或与特定项目拉专线来提升绿电使用比例。预期由用电企业直接投资的新能源项目比例将增加。相关政策如：

• 《信息通信行业绿色低碳发展行动计划（2022-2025年）》：鼓励通过自建拉专线或双边交易

• 《有色金属行业碳达峰实施方案》：支持企业参与光伏、风电等可再生能源和氢能、储能系统开发建设。

趋势及挑战

• 风电项目备案制政策落地情况各省不一，目前仅有部分地区试行了备案制。随着国内新能源发展进一步提速，以及各省级政府监管平台管理进一步完善，预判风电将在“十四五”期间内全面进入备案制。

• 源网荷储、光伏+、虚拟电厂等模式将成为发展重点方向，可再生能源电站结合相关产业将是获取开发指标的通行证。然而，为响应政策，企业将被要求/倾向于配套投资储能、送端升压站、受端变电站等设施，可能会增加直接投资的难度。

在全面取消集中式项目国家补贴的情况下，投资意愿的高低将取决于交易机制是否能为投资方提供确定的收益以及满足投资方的合理预期。因此，推进长期电力交易合同模式将是下一步需要突破的重点。

机制四：场内分布式风光发电项目

• 继2021年新增分布式光伏装机占比首次超越集中式项目后，分布式光伏装机占比持续提升，再创历史新高，占2022年新增光伏装机量58.5%。

2022年主要进展

• 在整县光伏推进过程中，出现部分地区提出附加前置条件的情况，如要求项目方承诺条件带动地方企业发展等，为试点推进增加了难度。目前签约投资方主要为央国企，风险管控严格，试点推进速度相对缓慢。

• 为加速整县光伏项目的推进，多地持续出台相关政策，如纠正省内“一刀切”停止光伏备案的不当行为等，以此来规范市场行为，确保分布式发电项目健康发展。

企业可通过场内分布式风光发电项目直接降低用电成本。在火电价格持续上涨的态势下，预计工商业企业布局屋顶分布式光伏的意愿将显著提升。此外，考虑到近年来市场的专业化服务有所成长，投资场内分布式风光发电项目的前期门槛预计将不断下调。

趋势及挑战

• 分布式风光发电项目暂时无法核发官方绿证，项目环境权益确权存在挑战。企业用户若采取合同能源管理（EMC）模式进行项目开发，需与开发商就环境权益问题额外约定。

• 根据《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》，分布式新能源发电项目分布式新能源可通过聚合的方式参与绿色电力交易。若该模式得以全国范围推广，分布式发电项目的消纳端得以拓宽，项目经济性有望被进一步提升。

机制五：分布式市场化交易（隔墙售电）

• 隔墙售电模式进展缓慢，2022年未有项目落地。

2022年主要进展

国家以及多个省市均在其政策文件中，多次提及对于分布式发电市场化交易的支持与推进。除已有隔墙售电落地的江苏外，浙江省发布的《浙江省电力条例》中亦规定：“分布式光伏发电、分散式风能发电等电力生产企业可以与周边用户按照规定直接交易，具体办法由省电力管理部门制定，报省人民政府批准。”

趋势及挑战

• 整县光伏的规模推进有可能使分布式发电装机量激增，成为加速推进隔墙售电交易规则出台的重要动力。

• 在厘清过网费的量化和结算之前，大规模推进隔墙售电仍有一定挑战。

展望??：绿电消费将会持续保持快速增长的势头

绿色电力作为减少碳排放最主要且最直接的措施之一，长期以来备受企业关注。2021年，在绿电交易开市的带动下，企业在中国采购、消费绿电的热情得到进一步提升。受当前国内外多个政策的影响，预计绿电消费的增长势头将继续保持。

除“主要政策梳理”章节中提到的国家层面绿电消费刺激政策外，部分省份也提出，在特殊时期给予绿电使用企业用电优先权或是履约豁免权。例如，《青海省2023年电力交易方案》规定，对参与省内绿色电力交易的用户，将适当放宽偏差电量的免考核标准，对使用超过30%绿色电力的用户则免除当月偏差考核；山西省《促进绿色消费实施方案》提出，在电力供应紧张时期对用户侧实施有序用电时，根据用户年内历史绿色电力消费占比反向分配有序用电任务。此外，三大市场政策动向也将对企业绿电消费的积极性产生正面影响：

• 能耗“双控”向碳“双控“转变：

2022年3月发布的《2022政府工作报告》中提出，要推动能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变，意味着对于能源领域的考核重点将从过去十几年的能源消费总量和强度，转变为碳排放总量和强度。用能企业通过提升电气化水平并叠加使用绿电，符合碳“双控”的总体要求和未来方向。

• 欧洲将要对进出口产品实行碳边境税：

2022年欧盟从覆盖行业、考察范围、及执行启动日期等方面进一步细化Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM)碳边境调节机制的内容，提出在某些特定情况下将考虑电力间接排放。这一举措将刺激上游企业按照欧盟所立标准降低产品的全生命周期碳足迹，也可能从一个侧面促进国内加快全国碳市场建设的进程。企业使用绿电降低碳足迹将有助于降低CBAM可能产生的相关成本和国内碳市场履约成本，这会激发更多的绿电消费意愿。

• 绿电交易与可再生能源消纳责任权重挂钩：

为实现市场化与消纳责任权重两种机制协同并进，更好促进可再生能源的发展，预计可再生能源消纳责任权重可能被逐步分解至重点用户，用户需通过绿电交易或绿证购买的方式完成对应权重。此举可能进一步激发绿电、绿证的需求。

长期来看，企业消费绿电的意愿不仅是新增装机的推力，更将成为新能源市场加速发展的重要动力之一。然而，在市场发展初期，企业买家消费意愿的快速增长可能会导致市场短暂的供需失衡。对于偏好绿电直购的买家来讲，则可能会面临绿电供给不稳定、采购成本增加等风险。建议企业买家在现阶段应深入拆解自身采购目标，基于采购省份市场发展情况，合理理解各采购机制的优先级，以制定尽可能多样的采购组合。

展望??：绿电的定价机制将逐步明确

当前，由于绿电市场仍处于初步发展阶段，电力市场和其他环境市场（如碳市场）之间未形成良好互动，绿电交易缺乏价格参考。在现阶段，绿电交易价格完全是发电企业和用电企业基于市场供需关系和各自对风险、环境收益的考量而协商决定，并不能反映出绿电的真实价值。其中，当前环境权益的价值仅体现为绿电成交价格减去煤电基准价格，存在一定的定价失灵现象。

随着市场的不断完善，各市场间的壁垒逐步打通，绿电电能量的价值和环境权益的价值可以在不同市场间得到有效指引。届时，绿电的定价机制也将更加清晰，绿电的电能量价值将主要在电力市场化交易中确定，而其环境价值的定价逻辑预期将随着碳市场的成熟而明确。落基山研究所根据国家宏观电力市场发展目标及市场当前供需调研预测，可再生能源电力市场的发展将经历三个阶段 - 市场培育期、市场快速发展期、市场成熟期。在不同阶段绿电的价格将会因不同因素的影响而波动（图表5）。绿电价格在短期内的波动主要受煤电价格、绿电市场供需、“双控”减排等政策影响。从中长期来看，技术的不断进步将降低绿电的发电成本，但是随着可再生发电出力比例增高，为保证可靠安全的电力供应，相应的系统成本将大幅增长，从而抬高绿电整体利用成本。与此同时，强制市场履约要求的提升将凸显环境价值，进一步激发绿电的需求。届时，由于交易品种的丰富，及绿电市场与碳市场之间的互通加强，绿电的环境价值可能被更合理地评估和定价。

清晰的定价机制是当前市场参与主体的主要诉求。有定价机制作为基础，发电企业和企业买家可以开展尝试更为多样的采购模式（如更为长期的购电协议），从而助推绿电交易市场持续蓬勃发展。

图表5 不同阶段影响绿电价格的主要因素

阶段性市场特征		影响绿电价格的主要因素
市场培育期市场由局部试点逐步向全国推广。交易主要由需求侧自愿性采购驱动。平价绿电项目逐步并网，市场供给增加。市场规模从年交易量不足百亿扩张至千亿规模。	· 的影响。	煤电价格：在绿电定价机制尚未建立的情况下，该阶段的绿电价格预计将持续受到煤电价格波动
市场快速发展期电力市场，碳市场逐步完善，两者的互动机制增强，	. 将持续。 .	煤电价格：煤电价格波动对于绿电价格波动的影响系统成本：随着新能源装机比例进一步提升，由于新能源间歇性问题造成的系统成本提升问题，需要绿电的环境价值对其竞争力进行弥补。碳价：随着电力市场和碳市场的关联加强,
绿电的价格机制逐步建立。交易将由自愿性采购和强制性采购双驱动，需求持续扩大。	明显下降。	环境溢价将与碳市场紧密相关。可再生能源消纳责任权重分解：再生能源消纳责任权重分解至重点用户也将提高绿电的需求，尽管新能源具有波动性，但该需求决定了绿电的价格不会
市场成熟期 2030年全国统一电力市场基本建成, 并且新能源全面参与市场交易之后已发展五年有余，市场运行平稳，进入成熟稳定期。 . 电能量市场、辅助服务市场、绿电市场、碳市场等多个市场间壁垒已经打通，市场连接畅通。	.	在此阶段，各市场间的协调机制已完全打通, 电能量的价值可以在各个市场间得到有效传导。环境权益部分的价值将直接受到碳配额价格的影响。

展望??：可再生能源发展需与电力保供协同并进

2022年伊始，俄乌冲突对欧洲天然气供给造成了剧烈震荡，天然气价格的起伏也辐射至电力行业，欧洲能源危机的爆发为全世界敲响了能源安全的警钟。可再生能源的发展提速成为实现能源独立的重要方向。2022年夏季，全国受持续高温和枯水影响，出现了严峻的电力供需紧张情况，多地纷纷采取有序用电措施，再次凸显了电力安全保供的重要性。在国内外情况的双重影响下，可再生能源高比例发展与电力保供之间的平衡问题在国内引起热议。可以预见，在逐步构建新型电力系统的过程中，技术与市场的同步发展将有助于实现高比例可再生能源情境下的安全可靠的电力供应。

• 技术进步：

电网是保障电力供需平衡、安全可靠供应、大范围优化配置电力资源、支撑可再生能源大规模消纳的基石。先进的输配电技术、具有灵活性的电网，以及电网智能化将是未来发展的趋势。除电网的安全、灵活运行与调度外，随着技术继续提升，可再生能源的发电预测精度也将相应提高，对发电能力的预判能够使社会对于极端事件的发生尽早做好准备，减少相应的损失。

• 市场机制完善：

由于绿电输出具有波动性、不确定性、低能量密度等特性，需要依赖其他可调节电源或配置储能来满足绿电大规模发展对系统灵活性提出的更高的要求，同时需在并网安全、电力输送等方面付出更多的成本。因此，随着未来风光比例的持续增加，为了维持电力系统的稳定运行，包括功率调节、电力运输、安全稳定等方面的系统成本会呈现非线性上升，而该部分成本分摊情况将取决于未来市场机制的设计。

在可再生能源发展与电力保供并进的过程中，技术的进步能够从物理上优化资源配置，为企业实际消纳绿电乃至未来满足时间尺度要求更细致的绿电使用目标做好铺垫，是企业使用绿电的物理基础。而市场机制的不断完善则使得优化与合理分摊采购成本、精确地反应绿电的价值成为可能，可在对企业消费绿电做出引导的同时，提供更多样灵活的采购方式。建议企业密切关注市场发展动态，尽早参与并熟悉市场。

企业绿色电力采购机制——中国市场年度报告：2022年进展、分析与展望

附录一：已开展绿电交易省份及交易规则列表

已开展绿电交易的省份	交易规则《京津冀绿色电力市场化交易规则》;《天津绿电交易工作方案(2023年修订版)》;
北京
河北
天津
重庆	《重庆绿色电力交易实施细则(征求意见稿)》
湖南	/
新疆	《新疆绿色电力交易方案(试行)》;《新疆绿色电力交易实施细则(试行)》
广西	《广西绿色电力市场化交易实施方案(试行)》
广东	《广东省可再生能源交易规则(试行)》
福建	《福建省绿色电力交易实施细则(试行)》
浙江	《浙江省绿色电力市场化交易试点实施方案》
安徽	《安徽省绿色电力交易试点规则》
黑龙江	/
吉林	/
内蒙古	1
辽宁	《2022年辽宁省绿电交易工作方案》
甘肃	/
宁夏
陕西	《陕西省2022年绿色电力交易实施方案》
山西	《关于启动山西绿色电力交易试运行的通知》
山东	/
江苏	1
上海	1
云南	《2022年云南绿色电力交易参与指南》
海南	1
贵州	1
江西	/
湖北	/
河南	/

更多绿电政策信息欢迎关注绿电汇小程序

附录二：部分省份2022年省内绿电交易价格

2022年绿电交易普遍产生了较高的溢价，进一步凸显了绿电的环境价值。当前公开的绿电交易具体价格、交易量等信息有限，并非所有省份都对此进行披露。因此，此处根据部分省份公开信息的不完全统计，绿电交易溢价区间普遍在0.05-0.08元/千瓦时之间。

绿电溢价主要来自于两方面，一方面，企业为了提升可再生能源电力消纳比例需付出相应的环境成本，这也在一定程度上影响了绿证的价值；另一方面，则是由于年内电力供应偏紧而带动了绿电价格上浮。

2022年绿电月度双边协商交易均价

来源：江苏电力交易中心、浙江电力交易中心、北极星

附录三：绿证采购平台对比

	北京电力交易中心统一门户网站	绿证认购平台	南方区域绿色电力交易系统
买家类型	初期主要为经营性用户，暂不包括自然人	企业用户、个人用户	法人、非法人、自然人
交易时间	有交易开放时间窗口	无时间限制、全天候交易	可随时交易
交易方式	·双边交易（由发电企业和用户在场外达成交易意向，确定绿证交易数量、价格、支付时间等信息。开市期间售方申报、购方确认，线上操作、线下支付)·挂牌交易 (目前仅支持售方挂牌)	·协议转让（双边交易）-线下协商，线上操作、线上/线下支付都可·挂牌交易 (目前为售方挂牌)	协商、挂牌、竞价
交易注册	绿色电力证书交易系统或北京电力交易平台	售方：在国家能源局可再生能源发电项目信息管理平台完成绿证申领、开通交易账户，点击“出售”可自动链接绿证认购平台，或直接登陆绿证认购平台买方：绿证认购平台	在广州电力交易中心注册，其中已在南方区域注册的市场主体申请推送
交易入口	北京电力交易中心统一门户网站 https://www.nepx.com	绿证认购平台http://www.greenenergy.org.cn/	南方区域绿色电力交易系统https:// gp.poweremarket.com
可否由售电公司代理	售电公司可代理零售用户进行购买，并使用绿证分配功能分配给零售用户	证书只支持划转至注册、并购买的用户。企业若寻求售电公司帮助，须要求售电公司以企业名义注册账号完成采购	可直接交易或代理交易（需提前明确代理关系-售电公司可代理用户去采购绿证)

郝一涵、江漪、路舒童、李婷，企业绿色电力采购机制中国市场年度报告：2022年进展、分析与展望，2023年4月

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目录

执行摘要

全国市场化交易电量

全国省内绿电交易量

随着市场不断发展，采购机制不断完善，不同采购机制对达成企业绿电目标的作用和潜力，以及所需成本也在发生变化。

机制一：绿电交易

2022年主要进展

趋势及挑战

机制二：绿色电力证书

2022年主要进展

趋势及挑战

机制三：直接投资集中式风光项目

2022年主要进展

趋势及挑战

机制四：场内分布式风光发电项目

2022年主要进展

趋势及挑战

机制五：分布式市场化交易（隔墙售电）

2022年主要进展

趋势及挑战

展望??：绿电消费将会持续保持快速增长的势头

• 能耗“双控”向碳“双控“转变：

• 欧洲将要对进出口产品实行碳边境税：

• 绿电交易与可再生能源消纳责任权重挂钩：

展望??：绿电的定价机制将逐步明确

展望??：可再生能源发展需与电力保供协同并进

• 技术进步：

• 市场机制完善：

附录二：部分省份2022年省内绿电交易价格

附录三：绿证采购平台对比

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