2024年，中国绿色电力产业迎来里程碑式发展，风电与太阳能装机规模提前六年达成2030年规划目标。电力市场化改革与采购机制创新形成双轮驱动，推动企业绿电采购从“自愿选择”转向“刚性需求”，国内外应用场景持续扩展，为全球能源转型贡献了“中国模式”。
在供给能力方面，中国绿电产业实现历史性突破。2024年前三季度，全国风电与太阳能总装机量达12.5亿千瓦，超越煤电装机规模，提前完成《“十四五”可再生能源发展规划》设定的2030年12亿千瓦目标。同期，两类能源发电量合计1.35万亿千瓦时，占全国总发电量的19%，同比增长26.3%，规模已与第三产业用电量相当，为企业采购绿电提供了充足资源保障。
电力市场改革为绿电交易注入新动能。2023年9月，全国首部电力现货市场规则出台，山西、广东、山东、甘肃四省率先进入现货市场正式运行阶段。15分钟精细化时段划分使电价形成机制更贴合绿电生产特性，新能源市场化交易规模同步扩大。2023年，新能源交易电量达6845亿千瓦时，占新能源总发电量的47.3%，较2022年提升近9个百分点。绿电交易作为中长期交易的重要组成部分，通过环境价值约定与划转，实现了绿电生态属性的市场化定价。
在采购机制层面，五大主流模式呈现差异化发展态势。绿电交易成为企业首选，2024年前10月，国家电网区域交易均价降至417.48元/兆瓦时，较2023年下降6%；南方电网区域环境价值均价仅9元/兆瓦时，不足2023年的四成。政策层面，《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，蒙西电网试点落地补齐区域拼图，上海、浙江等地允许分布式项目聚合入市，进一步拓宽了供给渠道。
绿色电力证书（绿证）的“唯一凭证”地位巩固后，市场活跃度显著提升。2023年8月，绿证核发范围扩大至所有可再生能源项目，价格从42.4元/张降至2024年上半年的10元/张以下，部分交易甚至低于1元/张。交易量同步爆发，2024年1-7月达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。绿证在节能考核、碳足迹核算中的应用场景也不断丰富，成为企业抵扣能耗、调整碳排放配额的关键工具。
集中式与分布式新能源项目投资呈现差异化特征。集中式项目受电力市场改革影响，收益测算模型从“固定电价”转向“现货波动”，多地配套产业要求推高非技术成本，但多年期绿电交易试点为长期收益提供了保障。分布式光伏保持53%的新增装机占比，但配电网容量不足成为制约因素，山东、河南等8省接网承载力告急。《分布式光伏发电开发建设管理办法》（征求意见稿）提出的“全额自发自用”要求，也促使企业重新评估投资回报。
应用场景的拓展成为市场增长的核心动力。国内市场从“完成可再生能源消纳目标”向“能耗双控”“碳排放双控”延伸。江苏要求2025年高耗能企业绿电占比不低于30%，电解铝行业明确2025年可再生能源利用比例需超25%。随着“能耗双控向碳排放双控转型”推进，2024年发布的《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，进一步强化了绿电的减碳价值。
在国际场景方面，绿电与绿证的国际认可取得突破性进展。全球可再生能源倡议RE100对中国绿证的“有条件认可”障碍逐步消除，2024年9月政策明确海上风电、光热项目不得同时申领绿证与CCER，解决了长期存在的双重计量问题。跨国企业开始从采购国际绿证（I-REC）转向中国绿证，预计2025年I-REC将逐步退出中国市场。
面对欧盟碳边境调节机制（CBAM）与新电池法案等国际贸易规则，国内企业也在积极适配。CBAM过渡期内，钢铁、铝等出口企业可通过“物理连接”“购电协议”等方式证明绿电使用，降低碳成本。新电池法案虽暂未明确碳足迹限值，但动力电池生产中40%以上的碳足迹来自电力，国内企业正通过场内分布式发电、专线直连等方式，为未来欧盟市场准入提前布局。
