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企业绿色电力采购机制与应用场景中国市场年度报告：2024年进展与趋势
2025年

1. 中国绿色电力及电力市场发展
2024年，中国风电和太阳能发电装机容量保持高速增长。前三季度累计装机总量达12.5亿千瓦，提前突破2030年目标并超过煤电总装机量。新增装机占总新增装机的82%，累计发电量达13,490亿千瓦时，占总发电量19%。电力现货市场建设全面铺开，山西、广东、山东、甘肃等省份进入正式运行阶段，现货市场功能强化，推动绿电定价机制优化。新能源市场化交易占比提升至47.3%，交易方式包括省内中长期、现货及省间交易，绿电交易中长期合同增加环境价值约定。

2. 绿色电力采购机制进展

• 绿电交易：交易体系全国统一，地方细化执行规则。2024年电能量价格和环境价值同比下降，机组种类扩展至分布式和海上风电。交易模式包括双边协商、挂牌和集中竞价，2025年分布式入市和多年期交易将进入规模化阶段。
• 绿证采购：绿证作为可再生能源环境属性唯一凭证，供需快速提升。政策支持下，绿证交易量同比增长6倍，价格维持低位。广东、天津等省份设置环境价值上下限以稳定价格。绿证应用场景扩展至省级节能考核、碳排放核算等非电力领域，部分企业通过电费结算模式便捷采购。
• 集中式新能源直接投资：收益测算受电力市场改革影响显著，分时电价机制增加价格波动。配套产业投资要求（如储能、外资引入等）抬高非技术成本。2025年企业或偏好收购存量项目，因新项目资源趋紧且经济性不足。
• 场内分布式项目开发：分布式光伏新增装机占比达53%，但配电网容量不足制约发展。绿证核发规则调整使项目收益模式改变，但《办法》要求大型工商业项目全额自发自用，增加投资成本。EMC模式面临挑战，企业需重新评估收益模型。
• 隔墙售电：机制进展缓慢，试点未推广，2024年绿电交易向分布式项目扩展可能降低其需求。

3. 应用场景

• 国内：绿色电力采购由完成消纳目标扩展至能耗双控与碳排放双控场景。电解铝等行业需满足绿电消费比例目标，绿证成为核算工具。
• 国际：绿色供应链和贸易规则推动绿电国际认可。RE100要求企业采用“可信声明”和“影响力采购”，中国绿证逐步被接受，但部分场景（如港澳）仍需细化规则。欧盟CBAM将覆盖更多出口行业，我国钢铁、铝业受其影响有限。新电池法案收紧电力碳足迹建模方法，仅允许直接连接和全国平均组合模型，挑战我国电池企业碳足迹核算。

4. 趋势分析
绿电与绿证市场持续扩张，企业采购呈现自愿与强制双轮驱动。政策推动下，多年期交易合同将更广泛适用，绿证核发覆盖全面，但与国际标准（如I-REC）接轨进程受阻。国内企业需适应细颗粒度匹配要求，提升绿电使用透明度。电力市场改革加速绿电定价机制市场化，企业需加强市场理解以优化采购策略。

5. 未来展望
跨省输电通道建设与绿电供给提升将扩大市场覆盖。绿证交易价格短期内仍将低位运行，但企业需关注其与碳核算、供应链合规的整合。国际规则对我国企业提出更高要求，需推动绿证制度完善与信息透明化，以增强全球认可度。