企业可再生能源电力采购的进展与展望_新浪财经

　　原标题：【可持续发展焦点专题】第二十一期：企业可再生能源电力采购的进展与展望

　　来源：德勤Deloitte

　　前言

　　2020年9月14日，德勤【可持续发展焦点专题】第十六期重点介绍了企业购买可再生能源电力的背景、采购机制、中国的政策基础、典型案例和主要挑战。2020年12月16日RE100发布了其2020年度进展报告：RE100 Annual Progress and Insights Report 2020：Growing renewable power： Companies seizing leadership opportunities。其中用详尽的数据分析了261个RE100会员的构成，驱动力，企业目标的设置和进展，采购策略及障碍。结合此报告最新数据以及德勤在可再生能源电力采购领域的研究进展，我们对企业可再生能源电力采购在中国的情况作进一步拓展和分享，希望对企业有所帮助。

　　RE100的全球进展

　　根据RE100年度进展报告，截至2020年12月16日，全球261家企业已承诺将100%使用可再生能源电力，所有会员的可再生能源电力需求总量达到278TWh/y，高于澳大利亚全国的用电量，261家会员企业的42%来自于亚太地区。

　　图1 RE100企业数量和电力需求量

数据来源：根据RMI，RE100数据整理

　　会员企业承诺实现100%可再生能源电力的平均时间为2028年，3/4的会员企业计划2030年前实现100%可再生能源电力，所有会员目前可再生能源电力占比为41%。截至报告日期已经有53家企业宣布实现了100%可再生能源电力，65家企业宣布使用的可再生能源电力占比超过90%。

　　可再生能源电力采购机制中，非捆绑能源属性证书（EACs）1仍然是主要的采购机制，约占总可再生电力消耗量的一半，大约有三分之一的会员通过非捆绑能源属性证书采购其超过75%的可再生能源电力。

　　购电协议（PPA）占RE100会员企业可再生能源消费量的26%。场内分布式项目也较为常见，58%的会员均参与部署了分布式项目，然而，这只占总消费电力的3%，因为分布式项目受场地和资源条件的限制，其贡献比例非常有限，不足以覆盖办公场所或工厂的电力消耗。

　　中国企业加入RE100的总体情况及进展

　　全球已有261家RE100的企业中，有82家企业在中国有运营。表1总结了目前加入RE100的中国企业及对应RE100的总体进展及报告情况，总体进展相对其他国家来说相对缓慢。主要的原因是目前中国可再生能源电力采购的政策和机制尚存在一定的挑战。

　　表1 中国企业加入RE100的总体情况及进展

数据来源：RE100 Annual Progress and Insights Report 2020

　　目前RE100企业在中国主要是通过采购非捆绑能源属性证书的方式，主要为I-REC而非中国绿证，占比59%。购电协议（PPA）其次，占比33%，自有项目发电（如：屋顶光伏）尽管非常成熟且被广泛应用，但由于项目规模的限制占比仅7%左右。

　　图2 RE100企业在中国的采购方案选择

数据来源：RE100 Annual Progress and Insights Report 2020

　　中国是全球前三的RE100企业电量消费国，位列第一第二的分别为美国和英国。RE100企业在中国1.6TWh的可再生能源使用总电量相对于全球278TWh的总需求量来说仅占到0.6%。中国为全球可再生能源电力采购最具挑战的国家或地区之一，数量最多的会员在RE100报告中表示在中国采购可再生能源电力具有障碍，其中，可再生能源采购方案的有限和高成本以及政策障碍是突出的主要障碍。

　　政策展望与启示

　　上期我们分析了中国在可再生能源电力采购方面的主要政策障碍，以下我们将介绍中国可再生电力市场化交易以及绿证制度的进展及相应的启示。

　　可再生能源市场化交易

　　在第二轮电力体制改革的大背景下，国内一系列相关政策和机制陆续出台，包括建立电力中长期交易基本规则、开展分布式发电市场化交易试点、部分地区试行可再生能源市场化交易规则等，旨在提高市场化交易电量的规模，鼓励更多的电力用户参与市场交易，促进可再生能源消纳。个别地区出台了专门针对绿电的市场化交易机制，为企业绿电消费提供了市场和政策环境。

　　国内绿电参与市场化交易仍处于起步阶段，相关的指导性政策文件和市场化交易机制尚不完善、不健全，交易平台无法完全按照企业采购绿电的需求提供相应的交易品种和交易方式。用电企业只能被动等待电力交易中心出台相应的交易规则，无法形成常态化、普适性强的长期绿电采购，这在一定程度上为企业消费绿电带来障碍。

　　可再生能源市场化交易在弃风弃光省份已可以开展交易，但在用电负荷高的省份仍面临政策障碍。用电企业和可再生能源发电机组均需被纳入政府准入名单，并通过省级电力交易平台参与交易。在大多数没有弃风弃光的省份，可再生发电机组尚未或尚未全部被纳入准入名单；在用电高负荷省份，用电企业参与市场化交易的门槛通常较高，如要求每年最低用电量指标。

　　尽管如此，随着我国可再生能源消纳保障机制的实施，预计将有更多省份明确可再生能源发电机组以及用电企业的准入门槛。比如：

　　●广东省能源局2020年8月发布的《广东省可再生能源电力消纳保障实施方案》（征求意见稿）和《广东省可再生能源电力交易实施方案》（征求意见稿），要求在确保电网安全以及全省可再生能源电力全额消纳的前提下，建立可再生能源电力交易机制，将可再生能源市场化交易纳入全省电力市场体系。

　　●山东省于2020年11月底发布的《关于做好2021年全省电力市场交易有关工作的通知》明确鼓励具备条件的集中式新能源发电企业进入电力市场参与交易。

　　●江苏省2020年大力推进分布式市场化交易，年初发布了《关于积极推进分布式发电市场化交易试点有关工作的通知》，12月底江苏能监办又印发了执行层面的《江苏分布式发电市场化交易及电网企业输配电服务三方合同（示范文本）》，正式开启了‘隔墙售电’。

　　国内绿证机制

　　国内绿证的机制、价格与国家财政补贴挂钩，实际证书交易价格多与补贴额持平，为企业带来资金方面的压力，极大地影响了企业购买的积极性。同时，在可再生能源消纳保障机制下国内绿证还存在重复计算的问题。

　　针对目前绿证核发和交易机制存在的问题，国家主管部门也对绿证的相关政策进行了调整。2019年1月，《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（发改能源〔2019〕19号）明确鼓励平价和低价上网项目通过绿证交易获得合理收益补偿，国家通过多种措施引导绿证市场化交易。2020年2月，财政部、国家发展改革委、国家能源局发布《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4号），指出自2021年1月1日起，实行可再生能源电力消纳保障机制下的绿证交易，发电企业通过绿证交易获得收入相应替代财政补贴，进一步将绿证与补贴脱钩。

　　同时，我们也了解到，为了解决重复计算问题，国家主管部门正在探讨建立超额消耗可再生电力证书制度（COCRE），即向可再生能源消纳保障机制下下的义务实体超额消费的可再生能源电力发放COCRE，证书为最终消费证书，而不是生产证书，可用于其他有义务的实体，以实现其可再生能源消纳保障机制下的目标2。我们预测，中国绿证将逐步成为一个中国企业实现可再生能源电力消费的具有成本效益的选择。

　　2020年9月，我国宣布力争2030年前碳排放达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。这是我国里程碑式的顶层设计，对近中长远期的能源发展会带来重要影响，新能源行业或将迎来倍速发展。长远看，使用和消纳可再生能源电力是全社会的责任，也是国家和企业实现碳中和的重要手段之一，促进市场交易消纳可再生能源电力的政策会越来越密集。用电企业应尽早布局，参与绿电市场化交易。各电力交易平台、电网公司或售电公司以及用电企业应加强沟通交流，为绿色电力消费提供公平和便捷的鼓励政策，为用电企业提供绿色电力消费的途径和选择。