《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》-27页_7mb

2022年报告核心结论
在碳中和目标推动下，2022年中国风光装机总量增长迅速，占新增装机比例达63%，分布式光伏成为主力。绿电交易量显著提升（全年2278亿千瓦时），但省内交易为主，跨省壁垒明显。政策侧重完善市场体系，绿证制度逐步确立，预计未来绿电消费将与碳排放政策深度挂钩。

主要采购机制分析与政策进展

1. 绿电交易

   • 各省陆续出台实施细则，但交易规则差异大，省间交易受限。
   • 绿电溢价达0.05-0.08元/kWh，主要受电力供应紧张和环境属性价值影响。
   • 到2022年底，全国28个省份开展绿电交易，部分省份已实现常态化交易。

2. 绿证交易

   • 绿证作为官方环境凭证地位正式确立，北京、南方区域交易平台上线（累计成交超1038万张绿证）。
   • 非补贴绿证价格约50元/张，长期交易需价商议。政策支持绿证核发范围扩展（含分布式、水电等项目）。

3. 直接投资集中式项目

   • 国家全面取消可再生能源补贴，推进备案制改革简化审批，政策要求配置储能，增加项目成本。

4. 场内分布式项目

   • 分布式光伏新增装机占比超58%，政策推动整县推进但配套要求复杂，央国企主导投资。绿证无法覆盖环境权益，需通过EMC模式协商界定。

5. 隔墙售电交易

   • 政策鼓励但细则未落地，江苏为试点区域，技术瓶颈和过网费定价问题待解决。

市场展望

• 绿电消费将持续增长，能源“双控”转向碳“双控”和欧盟碳边境税压力倒逼企业使用绿电。
• 定价机制需结合绿电电能量和环境权益价值，现阶段企业应采取多元采购组合策略。
• 技术（如虚拟电厂、精准预测）与市场协同将提升高比例可再生能源场景下的电力保供能力。

建议
企业需：① 拆解采购目标，结合政策动态选择机制；② 关注价格机制、省间交易壁垒和绿证统一核发；③ 规避偏差考核，优化用能策略。同时，积极布局分布式光伏和长期购电协议以平衡环境与经济需求。