行业背景与供给能力 - 2024年前三季度全国风电和太阳能总装机量达12.5亿千瓦，提前6年突破2030年12亿千瓦目标，并超越煤电装机总量 [1][24] - 同期风电与太阳能发电量合计1.35万亿千瓦时，占全国总发电量19%，同比增长26.3%，规模与第三产业用电量持平 [1][24] - 风电和太阳能新增装机占2024年1-9月总新增装机的82%，显示清洁能源主导地位强化 [24] 电力市场改革进展 - 2023年9月全国首部电力现货市场规则出台，山西、广东、山东、甘肃四省进入现货市场正式运行阶段，15分钟时段划分优化电价机制 [2][29] - 2023年新能源市场化交易电量达6845亿千瓦时，占新能源总发电量47.3%，较2022年提升近9个百分点 [2][32] - 绿电交易作为中长期交易组成部分，通过环境价值约定实现生态属性市场化定价 [2][32] 绿电采购机制与成本变化 - 绿电交易成为企业首选，2024年前10月国网区域交易均价降至417.48元/兆瓦时，较2023年下降6% [2] - 南网区域环境价值均价仅9元/兆瓦时，不足2023年的四成，成本优势显著 [2] - 绿证核发范围扩大至所有可再生能源项目后，价格从42.4元/张降至2024年上半年10元/张以下，部分交易低于1元/张 [3] 绿证交易与应用拓展 - 2024年1-7月绿证交易量达1.8亿张，同比增长6倍，广东、内蒙古、青海等高耗能地区企业成为采购主力 [3] - 绿证在节能考核、碳足迹核算中的应用场景持续丰富，巩固其作为环境属性"唯一凭证"地位 [3][21] 项目投资与区域挑战 - 集中式项目收益模型从固定电价转向现货波动，多年期绿电交易试点保障长期收益 [3][21] - 分布式光伏保持53%新增装机占比，但山东、河南等8省配电网容量不足制约接网承载力 [3] - 《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意见稿）》提出"全额自发自用"要求，影响投资回报评估 [3] 政策与市场规则统一 - 《电力中长期交易基本规则——绿色电力交易专章》实现全国交易规则统一，蒙西电网试点补齐区域拼图 [2] - 上海、浙江允许分布式项目聚合入市，拓宽绿电供给来源 [2] - 广东、天津、浙江等地出台环境价值限价政策，规范绿电交易价格区间 [37] 国内应用场景深化 - 江苏要求2025年高耗能企业绿电占比不低于30%，电解铝行业要求可再生能源利用比例超25% [4] - 绿证成为抵扣能耗、调整碳排放配额关键工具，《2022年电力二氧化碳排放因子》明确绿电交易电量不计入排放计算 [4] 国际认可与贸易适配 - RE100对中国绿证"有条件认可"障碍消除，2024年9月政策禁止海上风电、光热项目同时申领绿证与CCER，解决双重计量问题 [4] - 跨国企业从采购国际绿证（I-REC）转向中国绿证，预计2025年I-REC逐步退出中国市场 [4] - 针对欧盟CBAM机制，钢铁、铝等出口企业可通过物理连接、购电协议证明绿电使用，降低碳成本 [5] 未来发展趋势 - 2024年开工5条跨省通道提升绿电跨区域调配能力，北京、江苏试点"小时级绿电消费清单"满足欧盟RED III指令溯源要求 [5] - 电网代理购电模式退出后，售电公司将承接更多中小企业绿电需求，提升市场灵活性与规范性 [5] - 市场从规模扩张转向质量升级，聚焦跨省跨区输电、小时级绿证匹配和零售市场规范化 [5]