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2017年度报告：企业可再生能源采购在中国的市场现状

核心内容

本报告由落基山研究所（RMI）的BRC中国团队编写，基于过去一年半的市场调研，旨在为2017年7月在北京举行的企业可再生能源中心中国项目工作坊提供背景资料。报告详细分析了中国可再生能源采购市场的现状、发展障碍及未来机遇，并探讨了多种可再生能源交易机制的适用性、优缺点及案例。

主要观点

1. 中国可再生能源市场现状

• 中国电力市场主要由国有企业主导，政府对电价进行管制，且缺乏成熟的市场化交易机制。
• 可再生能源装机容量快速增长，但电力需求集中在东部和南部，与资源分布不匹配，导致弃风弃光现象严重。
• 电力调度机制（如三公调度和节能调度）尚未有效支持可再生能源并网和消纳。

2. 可再生能源交易机制

• 绿证市场：2017年7月试行，绿证可证明可再生能源消费，但目前无二级市场，且附加性有限。
• 双边协议合同：企业与省内电厂直接签订，适用于部分区域，但跨省交易受限，且缺乏附加性证明。
• 集中竞价合同：通过集中交易平台撮合买卖双方，交易规模有限，附加性不明确。
• 跨省增量现货市场：试点阶段，主要由省级电力公司和售电公司参与，未来可能向企业开放。
• 售电公司购电：售电公司可向企业用户提供可再生能源，但尚未有明确的增量可再生能源购买机制。
• 虚拟购电协议 (VPPA)：在美国已广泛应用，但在中国尚未推行，存在市场机制不完善的问题。
• 场内太阳能和风能：企业可在自有场地安装分布式能源，但受限于场地性质和电价波动。
• 社区级光伏：企业可从社区分布式用户购买电力，但政策尚新，实施难度较大。

3. 电力市场改革与可再生能源发展

• 中国自2015年起推进电力市场改革，旨在开放零售市场，促进可再生能源市场化交易。
• 改革包括输配电分离、直接交易、现货市场建设等，有助于推动可再生能源的消纳和交易。
• 未来，随着市场机制的完善，可再生能源采购将更加灵活和成熟。

关键信息

交易机制评估

• + 表示机制可行，~ 表示机制仍处于探索阶段，+C 表示适用于特定地区。

企业选择机制的考量因素

中国可再生能源发展挑战

• 电力市场尚未完全市场化，导致可再生能源消纳受限。
• 政府补贴逐步减少，绿证市场尚不成熟，缺乏追踪认证机制。
• 跨省输配电基础设施不足，限制了可再生能源的跨区域交易。
• 企业缺乏相关交易经验，交易成本较高，风险分担机制不完善。

BRC中国项目

项目目标

• 推动企业可再生能源采购，促进中国向清洁能源经济转型。
• 提供研究、市场辅助、试点支持和互动交流等服务。

BRC美国项目经验

• 美国BRC平台已有200多家会员企业，94%的可再生能源交易由BRC会员参与。
• 提供交易工具、RFP范本、分析工具及市场培训。

BRC中国项目服务

• 研究服务：分析市场趋势和交易机制。
• 市场辅助服务：提供交易支持和解决方案。
• 试点支持服务：推动试点项目落地。
• 互动交流服务：组织培训和工作坊，促进买卖双方合作。

未来发展方向

• 推动交易机制与绿证追踪系统结合，提升市场透明度。
• 推动用户整合，使中小型企业也能参与可再生能源交易。
• 推动市场化机制，实现与传统能源类似的交易模式。

结论

中国可再生能源采购市场正在逐步发展，但面临诸多挑战，包括电力市场不成熟、政策不确定性、交易机制不完善等。BRC中国项目通过提供市场分析、交易支持、培训和交易平台，推动企业参与可再生能源采购，促进清洁能源经济的转型。未来，随着电力市场改革的深入和绿证市场的成熟，可再生能源采购机制有望更加完善和高效。