國家發展改革委、國家能源局2月9日聯合印發《關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》（以下簡稱“136號文”），明確了新能源電量全面進入電力市場的方式。新能源上網固定電價時代結束，中國省級綠色電力市場如何應對，成為各方關注焦點。

2月14日，國際環保機構綠色和平、蘇州高新區(虎丘區)碳中和國際研究院、清華四川能源互聯網研究院在北京聯合發布的報告《中國省級綠色電力市場建設：現狀與展望》（以下簡稱“報告”）顯示，電力現貨市場進程加速，山西、廣東、山東、甘肅等電力現貨市場已經轉入正式運行；浙江、湖北、陜西、安徽等正在開展不間斷連續結算試運行。全面鋪開的現貨市場建設進一步優化資源配置，激勵新能源提升發電預測能力，鼓勵新能源市場化消納。中國綠色電力市場的探索和進步不斷拓寬新能源消費的場景和邊界。

清華四川院電力市場與碳市場研究所副所長蔡元紀表示，在新一輪電改驅動下，可再生能源市場化作為電力市場改革的一部分正在各省（市、自治區）穩步推進。推動可再生能源參與市場是手段而非目的，最終目標是實現可再生能源產業的高質量發展。以固定價格收購可再生能源的模式，既未體現市場的供需關系，也未明確相關經營主體的責任與義務。當前，中國省級綠色電力市場進展顯著，但問題與挑戰依然嚴峻。

現貨市場建設提速 綠電交易規模不斷擴大

報告發現，在市場規則的設計上，供給端省份多以引導新能源消納為目標，而綠電消費需求旺盛的省市則注重探索不同模式的交易機制。

中國工業報記者獲悉，報告詳細梳理了包括廣東、山西、甘肅、蒙西、浙江、江蘇、上海、北京8個各具特色的典型省（市、地區）的綠色電力市場建設經驗、理論邏輯和運作機制，總結了八省（市、地區）在電能量市場、輔助服務、容量、綠電交易等加速電力市場整體建設的特色機制。

八省（市、地區）主要電力市場建設情況整理對比

在電能量市場建設上，八省（市、地區）均在加速現貨市場建設，形成中長期與現貨相結合的電能量市場體系。中長期市場多采用金融性合約的模式，以更好的在現貨市場開展全電量優化，發揮市場的資源配置作用。各省（市、地區）的電能量市場在市場主體報量報價方式、中長期與現貨銜接機制、價區與節點設置、偏差考核標準等方面存在差異。

在輔助服務市場建設上，八省（市、地區）均推動有償輔助服務從補償制向市場化轉變，在省級和區域級兩個層面，普遍建立了調頻、備用等品種的市場機制，但在具體的市場參與主體、競價空間、分攤方式等方面仍存在差異。

在容量市場（機制）建設上，八省（市、地區）均按照國家要求建立了煤電的容量補償機制，部分省（市、地區）還建立了氣電、獨立儲能等的容量機制，并嘗試建立補償價格動態調整機制。

在新能源入市上，八省（市、地區）均逐步減少新能源保障小時數，穩步推動新能源參與市場。在新能源裝機占比較高的區域，除特殊類型新能源外，全部參與電力市場。各省（市、地區）靈活開展省間、省內的綠電交易，交易規模不斷擴大，交易機制（如事后交易、分布式聚合交易等）和消費模式（如綠電與碳市場銜接、綠電消費約束等）持續創新。

長期穩定性收益不足 省級市場規則差異明顯

蔡元紀提醒，盡管中國省級綠色電力市場進展顯著，但問題與挑戰依然嚴峻，主要體現在四個方面。

2022-2024年全國省內綠電交易數據

第一，系統調節能力不足，限制可再生能源接入。火電機組等平衡調節資源不足，在部分時段已經很難響應凈負荷曲線的深度變化和快速變化需求。調節性成本的分攤方式仍然具有較強的計劃性，市場機制不足以激勵新型主體等“沉睡”的靈活性資源參與平衡調節，缺乏引導其投資、發展的統籌規劃。

第二，長期穩定性收益不足，影響可再生能源盈利。從“保量保價”到“保量競價”再到“市場化消納”，保障小時數逐步縮減，可再生能源發電項目的收益不確定性逐步增加。可再生能源出力的同時，導致其發電高峰時段現貨市場的價格較低，接近于零價甚至出現負價，進一步影響了收益。預測不準確、出力不穩定等帶來中長期簽約電量與現貨結算電量的偏差，以及輔助服務的費用分攤，均會加劇可再生能源項目成本。

第三，環境價值體系不完備，難以充分引導綠電消費需求。綠電的應用場景不明晰，在能耗雙控、碳排放雙控方面缺乏具體的實踐應用指導，國家、省、市各級消費政策不統一，企業的綠電采購缺乏目的性和針對性。環境價值定價機制模糊，存在參照火電標桿價格定價、政府指導定價、基于消費供需定價等多種方式，造成了各地區綠電交易環境溢價差距較大，影響了市場主體的交易公平性和意愿。“三者取小”的核定機制和最小計量單元等會造成綠證核發的浪費。此外，環境價值體系的不完備也限制了綠色電力消費。

第四，省級市場建設需要權衡“因地制宜”與“統一市場”。各地省級電力市場的規則在準入門檻、交易品種、出清規則、結算規則、補償標準、偏差結算機制等方面具備一定的差異性，并基于此形成具備地方特色的市場機制，因地制宜地服務于本地的可再生能源發展。省份間的規則差異也對多地區同時參與電力交易的經營主體帶來了挑戰，需要一定的人工成本熟悉和了解差異性的規則并制定多樣化的采購策略。省級市場的規則差異還會影響省間市場的綠電銷售和采購，不利于更大范圍的資源協同配置。

先進試點有待推廣 綠電采購策略亟待制定

作為全球最主要的可再生能源生產和消費國，中國可再生能源裝機保持高速增長。

截至2024年年底，中國光伏、風電發電裝機容量約為8.9億千瓦、5.2億千瓦，占全國發電裝機總容量的42%。而隨著新能源在電力結構中的占比不斷提高，電力系統面臨的壓力明顯增加，市場化消納的必要性愈發顯著，2024年年底發布的《全國統一電力市場發展規劃藍皮書》在國家層面明確，2029年將實現新能源全面參與市場的目標。

2014年-2023年全球及中國可再生能源裝機容量趨勢

“政策方面，應加強輔助服務市場建設，保障電力系統安全穩定；穩固可再生能源長期收益，推廣政府授權合約和長期購電協議等；強化綠色電力消費場景，倡導全社會共同促進可再生能源發展；建設統一的市場體系，推廣先進試點經驗。企業方面，應盡快設立100%可再生能源目標，實現綠電消費量與比例的雙重增長；提升自身用能管理水平，制定多元化綠電采購策略；加強多方合作，發揮企業優勢，推動電力交易模式的豐富和市場信息的公開，推動新型綠電消費商業模式的試點、落地。”談及中國省級綠色電力市場下一步如何發展，蔡元紀如是建議。

作為全國頂層設計，136號文的出臺賦予了地方較大的自主權，而各省市根據頂層設計出臺的地方細則，也將直接影響政策未來的執行效果。

“除了量、價和執行期限等核心問題外，文件中提出‘納入可持續發展價格結算機制的電量，不重復獲得綠證收益’在實際操作中將如何落地仍未有明確答案，這類問題為省級市場留下了較大的思考空間。后續，地方如何因地制宜設計細則，促進新能源高質量發展值得關注。”綠色和平氣候變化與能源轉型項目研究員謝雯雯提醒。