执行摘要

绿色电力泛指可再生能源发电项目所产生的电力，简称“绿电”。全球越来越多的企业从社会责任的角度自发提出了可持续发展目标，通过提高绿电的消费比重推行低碳发展。中国也在积极推动能源生产与消费革命。随着电力体制改革的重启，电力用户参与市场化交易的准入条件逐渐放宽，电力价格机制的转变、交易方式和品种的放开，更为电力用户参与市场化交易创造了条件。即将实施的可再生能源电力配额制（简称“配额制”）要求电力用户承担清洁能源配额的消纳责任。这些趋势为用户侧绿电消费提供了重大契机。然而，中国的绿电市场仍处于建设初期，用电企业对于有哪些可行的绿电消费途径、如何在这些途径中做出选择等问题尚存疑虑。因此，本手册基于现有政策，对三类绿电消费途径的适用条件、项目经济性影响因素、市场成熟度等方面进行了梳理和分析，针对企业如何选择和参与绿电消费提出了建议，旨在为有绿电消费需求的企业提供参考。

目前在中国的企业主要通过三种途径消费绿电。第一种途径是用电企业自行或通过第三方开发商投资建设分布式可再生能源发电项目。这种模式已经有了一些实践，市场较为成熟，可为企业带来多重收益。以在国内应用最广泛的分布式光伏发电为例，投资方利用建筑屋顶及附属场地建设分布式光伏发电项目，项目类型主要包括“自用为主、余电上网”和“全部自用”两种形式。企业可获得的收益来源包括目录电价[1]基础上的电价优惠、设施运营期内的发电收益、补贴收入等。

第二种途径是用电企业直接向发电企业采购绿色电力。这种模式主要包括双边协商、集中竞价、挂牌交易、分布式市场化交易四种交易方式。其中，前三种交易方式在过去主要服务于火电交易，在电力体制改革的推动下，越来越多的绿电也正积极参与其中。分布式市场化交易也叫“隔墙售电”，目前处于试点阶段。分布式发电项目单位与配电网内就近电力用户进行电力交易，电网企业承担分布式发电的电力输送任务，按政府核定的标准收取“过网费”。分布式市场化交易方式又包含三种模式：直接交易、委托电网企业代售、电网企业按标杆上网电价[2]全额收购。从发电企业的盈利情况来看，直接交易模式最接近于自发自用，经济性最好。分布式市场化交易面临的障碍主要来自电网：由于分布式发电市场化交易会影响电网企业的售电量，改变电网的盈利模式，电网企业在行动上并不积极。如果能突破这一障碍，企业绿电采购将迎来一个新的局面。

第三种途径是用电企业采购绿色电力证书（简称“绿证”）。为倡导绿电消费，中国于2017年7月启动了绿色电力证书认购交易平台（简称“绿证认购平台”），对符合要求的陆上风电、光伏发电企业（不含分布式光伏发电）所生产的可再生能源发电量发放绿证。绿证买卖双方自行协商或进行竞价，以不高于证书对应电量的可再生能源电价附加资金补贴金额进行交易。这是企业实现绿电消费最为方便和快捷的途径。但是目前绿证与实体购电并无捆绑关系，且证书价格较高，因此市场对其多持观望态度。不过，在备受关注且酝酿多时的配额制政策下，绿证交易将是配额义务主体完成配额目标的方式之一。该政策在2018年3月、9月和11月发布了三次征求意见稿，并计划于2019年开始实施。配额制的落地，将为绿证市场注入新的活力。

结合现有的三种绿电采购途径的特点，我们建议有绿电消费需求的企业采用以下决策步骤来选择路径：

首先，对于具备分布式可再生能源发电系统安装条件的用电企业，鼓励其投资建设自发自用的分布式可再生能源发电项目，如屋顶光伏项目、分散式风电项目等，作为绿电消费的首选途径。企业可根据自身资金和人员条件，选择自行投资或通过第三方投资建设后享受电价优惠的形式实现绿电消费。

其次，对于缺乏分布式可再生能源发电系统安装条件或者资源不足以满足绿电消费需求的企业，建议根据当地电力交易市场提供的交易服务品种采购绿电。分布式发电市场化交易作为新型电力交易机制正处于试点阶段，建议企业保持政策敏感度，并与具备实力的综合能源服务商及售电企业建立合作，适时参与分布式发电市场化交易，采购绿电。

最后，企业也可通过购买绿证实现绿电消费，此为实现绿电消费最便捷的途径。但当前自愿绿证的价格是基于补贴强度设定的，普遍较贵。未来如果将绿证价格与补贴强度脱钩，随着可再生能源成本的进一步下降，采购绿证的经济性将逐步得以体现。

[1]目录电价是指国家按生产行业分类所规定的电价标准。

[2] 标杆上网电价是指国家按各类发电技术的区域平均成本对发电项目统一定价的电价政策。例如，火电是按省制定的燃煤脱硫标杆上网电价，风电和光伏发电是按资源区制定的标杆上网电价。