第一章研究背 小

第三章中國省級綠色電力市場建設進展3.2.13.2.23.2.33.2.43.2.53.2.63.2.8 注 市對電力系統的運行與可再生能源自身的發展都帶2029年全面建成全國統一電力市場愿景下1，規范統一的市場規則將因勢利導各省市場的經營主體提供確定性。如何設計市場機制與鑒于此，綠色和平與清華四川能源互聯網研究院開展深入研究合作，旨在重點梳理中國典型省（電力市場建設的共性趨勢與關鍵差異，以期促進綠色電力市場建設的進一步完善，激發綠報告采用了文獻研究與專家交流相結合的研究源的發展趨勢。第二章梳理了全球可再生能源發展

可再生能源發展中的共性問題與應對機制：以風電、光伏為代表的波動性可再生能源的大規中國省級市場特色實踐梳理：本報告參考資源取了8個各具特色的典型省（市、地區）進行梳（）通過降低可再生能源保障小時數，穩步推動其參與常規電能量交易與綠色推動輔助服務。在參與主體、出清規則、價格區間等方面，各省調頻輔助服務市場存在差創新設計與開展多樣化靈活的交易和消費包括因地制宜開展省間和省內綠電交易，綠電事后交易機制豐富綠電交易的靈活性；綠電溯源報告為用戶的綠電消費提供更加規范、透明的認證；綠電消費補貼為參與用戶提供經濟激勵。省內用電負荷與聯絡線外送計劃全電量競價促進新能源省內省間協同消 ●在市場機制與規鼓勵分布式項目以聚合形式參與綠電交 的主要選擇之 ●外向型經濟（市）和相關配套機制為綠色電力交易參與者提心的議題。為加速全國統一電力市場體系建設，推動更大范圍和更長周期的可再生能源交

盡快設立100%可再生能源目標，實現綠電在全球共同應對氣候變化的大背景下，能源行業持續性和系統性的開展著一場深度變革。可再生能源以其清潔、環保和可持續的獨特優勢在世界各國能源轉型進程中扮演了至關重要的角色，并在過去幾十年間實現了裝機容量、發電量規模化提升與發電成本穩步下降的關鍵突破。2025年，正值《巴黎協定》各締約方提交新版國家自主貢獻之際2各國政府通過一系列激勵性政策支持可再生能源平穩起步并逐步擴大規模，包括基于電量激勵的可再生能源配額制和基于電價激勵的財政補貼政策等3。在政策的積極引導與有效支撐下，可再生能源項目獲得穩定的收益預期，并進一步吸引更多的投

過去十年間，可再生能源裝機量和發電量均穩步增長。2023年，全球可再生能源裝機容量達到3,896.712014源發電量達到8,971.25太瓦時，相較于2014年增長69.56重要，2023年占全球可再生能源裝機容量、發電量比例均超過30%。可再生能源在全球發電結構的比重不斷提升，2023年，全球可再生能源發電量占總發電量的比例由2014年的22.26%提升至30.24%2014年的3.8%上升至13.33%。與此同時，可再生能源發電技術不斷提升進一步帶動了可再生能源設備的轉換效率和可靠性的提高，規模化生產則降低了設備制造成本和維護成2014年-2023年全球及中國可再生能源裝機容量趨勢4|全球可再生能源裝機容量（GW）中國可再生能源裝機容量

第一章第一章|全球可再生能源發電量 中國可再生能源發電量（TWh）

（2014年和2023年）6|可再生能 他

全球可再生能源發電量占總發電量的比 全球風電、光伏發電量占總發電量的比20232023201420232014的指導意見》明確提出，2030年全國可再生能源消費量達到15億噸標煤以上的發展目標10關主體訴求，因地制宜推進電力市場建設以更好促省級電力市場是中國電力市場體系中的核心主體。2015年電改給予了各省設計本地市場的自主權，2022年《關于加快建設全國統一電力市場體系據國際可再生能源署（InternationalRenewableEnergyAgency,IRENA為主的可再生能源平均度電成本在過去十余年大幅2023的平準化度電成本下降到4美分/千瓦時左右，比化石燃料機組低56%的指導意見》明確提出，2030年全國可再生能源消費量達到15億噸標煤以上的發展目標10關主體訴求，因地制宜推進電力市場建設以更好促省級電力市場是中國電力市場體系中的核心主體。2015年電改給予了各省設計本地市場的自主權，2022年《關于加快建設全國統一電力市場體系可再生能源的特性，與傳統電力系統的基礎運再生能源出力受氣象條件影響具有波動性，通常是備與電網連接8源整合到電力系統，從而最大程度發揮可再生能源的潛力至關重要9。推動可再生能源進入市場，以經濟合理的手段適應和引導可再生能源部署，是世界各國電力政策發展的重要方向。改革委等部門《關于大力實施可再生能源替代行動

11，12。而省使得省級電力市場在制定可再生能源和綠色電力交能源大規模部署和入市中遇到的挑戰與海外市場機（期在國家大政策方針的統一指導宜完善綠色電力市場規則第一章研究背景第一章研究背景第二第二 全球經驗與中國啟示適應高比例可再生能源的機制設從世界各國經驗來看，以風電、光伏為代表的波動性可再生能源（下簡稱可再生能源）大規模部署和入市將對電力系統、可再生能源本身以及系統中其他高固定成本機組，均產生顯著影響，機會與挑戰并存。例如，對電力系統來說，風光的大規模部署將導致系統電量失衡風險增加、系統調節需求顯著上升等，而這反過來又將催生新的交易品種需求，以更好的吸引電網安全性、靈活性投資，為更高比例的可再生能源裝機提供可能。對可再生能源來說，其在市場中面臨各類風險敞口，缺乏穩定的成本回收機制與環境價值體現機制；電力市場“擇優順序”機制下，低邊際成本可再生能源造成市場價格頻繁波動，午間價格踩踏等13，也會影響可再生能源的長期收益預期和可持續投資發展。本章從海外可再生能源發展歷程中遇到的問題再生能源自身可持續發展相關的關鍵問題，介紹應對可再生能源快速發展的典型市場機制設計和有益成熟的電力市場框架和交易機制，并仍在不斷改革序上與可再生能源的大規模發展更加同步，中國的情況具有其特殊性和復雜性，不能簡單的照搬海外經驗。本章期望通過對海外情況的介紹分析，幫助理解相關問題的癥結及解決方案的適用性，為中國可再生能源市場機制建設提供對照，以及原則性的參考和借鑒。

應對電力電量失衡問題的市場及配電力供應和需求必須保持實時平衡，供需的不匹配將引發電力系統可靠性問題。傳統的圍繞大規模火電機組建設的電力系統，需要應對高比例可再生能源部署帶來的波動性和間歇性等新挑戰，以保障電力系統的安全穩定運行，以及可再生能源的進可再生能源會事先通過中長期合同提前鎖定電日前市場或實時市場中根據合同安排的電力供應量中承諾的電量，而超出預期的天氣狀況又會導致供平抑可能出現的電量失衡問題，會產生大量的系統其偏差規則與平衡機制的建設和完善，是解決系統平衡問題的主要手段。作為電力市場的基礎組成部電力資源的更高效配置，通過偏差懲罰規則倒逼可再生能源發電企業提升短期出力預測精度，規范發電企業的行為。現貨交易頻次高、周期短的特點更適能源長期預測準確率低而短期預測相對準確的特點需要指出的是，僅通過電力現貨市場解決系統確定性因素（如機組跳機、電網故障等電力供需關系的突然變化，難以通過現貨價格引導平衡市場/機制是維持電力供需平衡的制度安排14，市場或決策者通過價格信號對不平衡行為進行定價，再通過成本疏導實現調節成本的公平分攤。全球的不同典型電力市場均建設了適應本地需求的平衡市場/機制，如德國的電力平衡單元、英國的電力平衡機制、美國PJM的實時平衡市場等等，報告選擇英國和德國的兩個各有特色的平衡市場/機制案例進行介紹。在平衡市場/機制設計中，一般涵蓋以下相關主體，雖然他們在不同地區和市場中的名稱有所區（機制獲取平衡資源）（承擔平衡責任并參與不平衡結算的市場成員或其代理）和結算機構（負責平衡資源補償和不平衡電能結算）15。為了應對高比可再生能源的接入，緩解配電網層面的發用電預測和調度難題，德國在1999（BalanceGroupBG16單元是指由發電和用電主體構成的電力交易結算（ransmissionSystemOperato,TS202411,000個平衡責任單元17BG有一個平衡責任（BalanceResponsiblePartBR作為代表

電公司或電力用戶擔任該角色。BRP需要承擔電力預測和管理、保障BG內部電能量實時平衡的責任，即維持自身的“發電+凈受電合同=負荷”關系18，并負BRP未能按照計劃發用電而造成系統失衡時，TSO第二第二 全球經驗與中國啟示適應高比例可再生能源的機制設統不平衡和嚴重的電阻塞情況，TSO通過再調度機制德國平衡單元機制基于德國的電網分區結構和BG英國電力市場采用合同市場與平衡機制相結合而平衡機制則主要用于提升系統調度效率，解決電SystemOperator，ESO）提供平衡服務。BMUESO提交每30min結算InitialPhysicalNotificatio，IPN，直到日內市場每個結算期前1以修改初始曲線，直至形成最終運行曲線（FinalPhysicalNotification,FPN23BMU還需向ESObioffe）的價格24ESO需要購買平衡服務時，會按照最經濟原則選擇合適的bid/offer報價購買服務，并根據

不平衡量和不平衡單價進行結算，除了購買平衡服（包括頻率響應和備用等），德國采用了一種較為去中心化的、分散式的平衡模式，平衡責任由BG承擔。而英國采用了先分散后集中的平衡模式，平衡責任由ESO承擔，BMU在提交FPN后不再進行自調度或者交易，重在根據ESO的需求提供上調或者下調服務，協助確保系統的穩定平衡26。英國的平衡機制基于全國統一的調度管理和電電等提供平衡服務。平衡機制設定合理的投標和結省調度分級承擔平衡責任”28。平衡市場建設處于跟蹤系統負荷的峰谷變化及可再生能源出力變化，并網主體根據調度指令進行的發用電功率調整或設備啟停所提供的服務”29營主體（）申報調整質是省間的電能量互濟交易30，比如西北省間實時平衡市場31、華中電力調峰市場32、華東電力調峰輔助服務市場等33。

現貨正式運行和連續結算試運行的省份，現貨調峰市場功能由現貨市場承擔，在現貨結算時設置確定的規則，單獨記錄每個結算項目、分類疏導，向35德國的電力平衡機制，基于電網分區結構和調度運行引導新的平衡資源投資，緩解大量分布式可再生能源力的煤電和氣電等提供平衡服務。育、權責分配、以及同現貨市場的時序安排等方面進責任下沉至新型經營主體36，以便調動儲能等分散資源的平衡價值37；二是提出統一明確的不平衡成本計算方38；三是構建更加系統完備的平衡體系，合理運用不平衡結算機制推動主體第二第二 全球經驗與中國啟示適應高比例可再生能源的機制設應對超短期靈活性需求提升的輔助服務市場（小時級至15分鐘以上的電源和負荷波動，確保供需平衡，電力系統還需要應對超（的系統有功平衡以確保頻率穩域的功率不平衡，可以通過傳輸線路向其他區域擴性大停電。隨著可再生能源在電力系統中占比的增超短期靈活性39力系統難以經濟高效地實現大規模新能源的消納并針對分鐘級和秒級的靈活性需求，不僅需要精準高效的現貨市場價格信號，更需要相應的靈活性產品或輔助服務。電力輔助服務是指為維持電力系統安全穩定運行，保證電能質量，促進清潔能源消電廠等發電側并網主體，電化學、壓縮空氣新型儲能，傳統高載能工業負荷、工商業可中斷負荷、電動汽車充電網絡等能夠響應電力調度指令的（含通過聚合商、虛擬電廠等形式聚合）提供的服務。調頻和爬坡是兩類有功平衡輔助服

體通過調速系統、自動功率控制等方式，調整有功出力減少頻率偏差所提供的服務。爬坡是指為應對可再生能源發電波動等不確定因素帶來的系統凈負荷短時大幅變化，具備較強負荷調節速率的并網主體根據調度指令調整出力，以維持系統功率平衡所提供的服務41市場建設，能夠有效調動各類靈活性資源發揮調節價值，維持電力系統安全穩定運行，促進可再生能源消納。澳大利亞是全球可再生能源發展的先驅。在2024116日午后1點，澳大利亞國家電力市場NationalElectricityMarkeNE可再生能源發電功率達到23.49總發電功率的75.643%19%光伏地1%42。（AustraliaEnergyMarketCommittee，2（增的6種調頻輔助服務的基礎上，2023年10力市場設立了新的調頻輔助服務品種——1秒鐘調頻（Raise1Sec,Lower1Sec）43，用于在南澳州慣量降低的背景下，與6秒鐘調頻服務銜接，穩定電網頻率。1秒鐘調頻服務的容量取決于慣量水平，慣量越低容量越高，這更加適配可再生能源的低慣量特性。2023年，1秒鐘調頻市場的容量是50兆瓦，隨著2024年12月9澳洲電力市場設立的不同時間尺度的調頻服務電網可以根據實際的系統狀況，選擇最合適的資源提供調頻支持，引導不同類型的技術更精準的匹配到不同的需求中，以及通過競爭機制找到最優的價5分鐘根據多樣化需求建立的調頻輔助服務市場還支輔助服務市場收益是澳大利亞電池儲能系統收入構2023（FCAS市場盈利占到NEM網級儲能收入比重超過50%46同推動了儲能系統建設4

在可再生能源配額政策的推動下，2010后，美國加州的可再生能源迅速發展，造成電力系統凈負荷在一天內大幅度變化，形成了著名的“鴨針對可再生能源快速部署和并網帶來的新需（CaliforniaIndependentSystemOperator,CAISO）于2016年在調頻與備用輔productFRP）FRP有助于幫助電力CAISO的FRP服務包括向上與向下兩個方（產品/分鐘，交易在實時市場中以15分鐘和5分鐘兩個時間尺度開展。能夠提供FRP的FRP單CAISOFRP和其他輔助服務聯合出清49FRP本質上是補償各類資源預留FRP容量而未參與電能荷和聯絡線等各類可能產生偏差的資源。第二第二 全球經驗與中國啟示適應高比例可再生能源的機制設通過義務提供、固定補償方式獲取的輔助服務品種在調頻服務方面，省級調頻市場一般由省級電網統一采購調頻服務，費用向省內發電側或發用電兩側分攤。可以提供調頻服務的主體一般為常規電源機組，部分省份探索引入儲能、獨立輔助服務供應商、虛擬電廠等參與調頻市場。2020年9月，廣東省開始執行《廣東調頻輔助服務市場交易規則》51。10余個地區都

目前南方區域運行有區域調頻輔助服務市場，按照“日前集中競價+日內統一出清”模式組織52，與區個爬坡輔助服務市場53比例可再生能源接入和“多光少風”的裝機結構帶來澳大利亞電力市場以不同時間尺度的調頻服務品種對引導更精準的資源匹配。美國加州電力市場增設靈活爬坡輔助服務品種，緩解了電網凈負荷快速變化的壓動了儲能和需求響應等靈活性資源的發展。可能影響經營主體參與交易與投資新產能的意愿56收益不確定性增加。伴隨著入市比例的進一步提升，可再生能源項目的收益預期從穩定的發電量乘以固定的補貼價格的確定模式，變為不穩定的市場成交量乘以波動的電力市場價格的不確定模式。收益的不確定性風險，將伴隨著電量和電價的波動而加劇57。盈利水平下降。有同時性和反需求性，其出力高峰期往往發生在價格較低的時段，例如光伏在中午大發或風電在后半58。此地區能夠獲得少量容量收益59交易成本增加，可再生能源的間歇性和波動性面臨分攤系統平衡成本與偏差結算等挑戰，這增加固定上網電價機制、溢價補貼、配額制、差價合益以維持可再生能源的持續增長，以及鼓勵可再生

持資金的使用最具成本效益。在可再生能源滲透率不斷提升情景下，差價合約與長期購電協議正發揮成效與發展概況。差價合約(ContractforDifference，CfD)為發（通常為政府簽訂的雙向合同。格，發電商向政府退還差額62。CfD的結算基準是參63CfD門的低碳合約公司與可再生能源發電企業簽訂CfD，并管理和分配相應的專項預算66（AllocationRound，AR）2024年9目價格遠低于拍賣價格的上限67，682030年清潔能源行動計劃69，英國政府計劃進一步對差價英國的差價合約政策為可再生能源項目提供價格確定性以促進長期投資，并通過引入拍賣競爭機第二第二 全球經驗與中國啟示適應高比例可再生能源的機制設時，雙向性的合約機制可以減少政府能源支持政策時，雙向性的合約機制可以減少政府能源支持政策2022/2023約機制的支付機制為政府資金池回流資金70。差價合約機制下的預算分配與拍賣機制無法靈活適應短期適用于技術成熟度更高的可再生能源發電項目，此15（PowerPurchaseAgreement,AP作為買賣雙方在波動的電力市場中靈面可以讓用電企業穩定其用能成本7374CfD75。美國在全球PA204美國簽訂了9.0吉瓦的企業可再生能源購電協議，占美洲地區約97%的份額，全球市場約4%遜Meta和谷歌76。

PPA的合約周期一般在10源的長期收益預期和市場信心起到了積極的引導作定的渠道。PPA用風險77，并通過合約條款的設計對風險進行分配。這對于買賣雙方的談判策略，風險評估能力都提出中國可再生能源保障機制建設情況及海外經驗帶來2023年，中國新能源參與市場化交易的比例達到約44%78價”的保障性收購模式，過渡到“保障性消納+市場化交易”的模式，并向全面市場化邁進源參與電力市場后的價格普遍走低，加之輔助服務費用分攤、系統偏差考核等因素，其在市場中面臨險”79中國的差價合約主要是購售雙方簽訂的市場化CfD2023試行》確針對不同發電類型可設計不同的政府授權合約結算公式802024年廣西電力市場交易實施方81中提出的針對新能源的政府授權合約機制，以202536083。202590暫定分配政府授084

2022年，《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》85性相適應的中長期電力交易機制，后續多個政策文件也提到，鼓勵可再生能源簽訂較長期限(多年期)的中長期合同。基于此，多個電力企業與大型電力用戶開始探索PPA交易模式。參照國外PPA的運行PPA有助于緩解可再生能源項目資金回收周期長、市場不確定性高、投資意愿低等問題。以政府為合約保障方的差價合約機制，為可再生能源項目提供價格確定性以促進長期投資，并通過引入拍賣競爭機的方式商議風險分配機制，同樣為可再生能源發電項目提合約為價格錨。采用競爭性拍賣方式開展新建可再生能源約的差價費用不予結算86PPA重關注PPAPPA與綠2.4支持可再生能源環境價值體現的綠2.4支持可再生能源環境價值體現的綠（1間的可再生能源發電綠色電力證書（下簡稱綠證1兆瓦同程度的溯源追蹤體系用于對綠證的生命周期進行管控，例如歐洲的能源證書系統、美國的綠色電力追蹤系統、中國的國家綠證核發交易系統等。這些系統通常運用區塊鏈技術，記錄了生產綠證的發電歐盟地區流通的綠證為原產地證書或稱來源擔（GuaranteesofOrigin，GO）。所有歐盟成員國以及挪威、瑞士認可和實施GO制度87。GO具有完備的管理體系，所有GO都要標注能源產地、發電

12個月88。如果發電，GO由各國家的簽發機構各自發行和登記，并由發行機構協90。新能源發電企業或項目業主是GO的工業企業、政府機構和個人是GO的購買方，通常以GO是自愿市場配額義務的綠證強制市場與GO系統是相互獨立的，且明確GO不能用在管控特定電力消費者的配額機制G力的證明，將需要在證書系統中核銷相應GO91。套政策支持機制等多種因素共同作用于GO價格92，2020GO的價格一度低于0.2歐元/從2022年中期開始回升932021年至2023GO的年平均價格上漲了102023年達到6.07歐元/兆瓦時的高點94GO對于PPA定價的參考作用（REDIIPA捆綁的GO成為合同談判的重要組成部分95。美國的可再生能源證書（RenewableEnergyCertificate，REC），也被稱為綠標或可再生能源信用證，最初來源于強制的配額制（RenewablePortfolioStandardRPS）電力供應商的綠電供應量在規定期限內必須達到一罰”96的市場，REC正是該市場交易的標的物”97REC有唯除了滿足強制性RPSREC還發展出

REC價格通常由供需關強制性的RPS為REC的財稅關聯激勵政策98和頭部電力消費企業的行業（NationalRenewableEnergyLaborator，NREL2023970萬過自愿綠色電力市場采購了約3.19億兆瓦時的可再生能源，采購量是2013年的近5PPA成為其中最主要的綠色電力采購方式99。近年來，歐美等國家和地區開始探索247小時級匹配的綠色電力證書，更加精準的匹配供需關系，以滿足實際的能源需求，從而實現更高效益的碳減排100，101。用戶協同承擔消納責任102。2021中國綠色電力交易正式開市易成為電力中長期市場的一個交易品種。綠證因此具有了綠電交易中環境價值載體的新身份10320404

綠證交易量激增，2024上半年交易綠證1.6比增長6倍1051062024半年國家能源局核發綠證4.861320年以來累計核發綠證的687%107證新政規定綠證僅2年拋售影響了綠證的總體價格108證交易均價由2022年的28.10元/2024年上半年的9.6元/張109和拓展可再生能源發電項目GO以其完備性、規范性和高流通性，為企業和社會提供了證明其使用可再生能源的有效工具，促進了歐洲地區的可再生能源發展。美國REC的成功之處在于多元化的政策組合，交易模式靈活多樣，強制市場和自愿市場同時發揮作用。完善綠證考核和權責分配制度。目前的配額制考核沒有把考核責任完全落實到電力消費主體，企業支付環境溢價的意愿并不強烈。考核責任權重的政策導向也存在錯配，主要與綠電生產供應量掛鉤，未與綠電實際需求量緊密應。在全國碳市場和地方碳市場試點中，綠證與碳核算和碳市場管理銜接機制還不統一，難以實現綠證對產品碳足跡管理的支撐保障。將綠證交易電量納入節能評價考核指標核算，從地方層面缺乏具體的實踐。實現真正的“電碳協同”，還需要不同主管部門更大力度的協調推進。再次，增強中國綠證的國際影響力。不少出口型企業受國際相關減碳約束對可溯源的綠電需求很大，但目前歐盟實施的電池法案和碳邊境調節機制等，都尚不承認通過綠證或綠電交易認證可再生能源電力消費的方式，加強相關國際合作、打通認證通道是未來發展的必經之路。2.5小結隨著全球能源轉型的加速推進，可再生能源裝機比例的不斷提升，推動可再生能源參與電力市場不僅是解決愈發嚴峻的電力系統安全穩定問題、疏導相應平衡成本的關鍵手段，更是促進其長效可持續發展的必要舉措。圍繞系統電力電量失衡、超短期靈活性需求提升、多重市場營收風險、環境價值體現等在內的關鍵問題，世界各國紛紛開展了廣泛的探索與實踐，為中國的可再生能源市場設計提供

中國正在穩步推進電力體制改革和電力市場建有成效的案例。這些實踐探索為中國的可再生能源向更高比例健康發展創造了有利條件，為全國統一第三第三 中國省級綠色電力市場建設進中國經濟社會發展以省為主體，電力規劃、供應和安全等均按省實施管理。同時，中國的能源資源與負荷分布不均衡，各省的可再生能源發展情況與電力供需情況差異較大。這客觀上決定了中國的電力市場建設主要圍繞省級電力市場展開。在省級電力市場的建設進程中，同樣面臨著可再生能源大量、快速接入帶來的電網安全穩定、電量電力平衡、電源側營收壓力等各類問題與挑戰。為此，各省電力市場從電能量市場、輔助服務、容量、綠電交易等方面，開展了大量的探索和實踐，積累了特色的機制案例和有益的可推廣經驗。本章從中國整體的可再生能源消納和參與市場的機制模式入手，而后聚焦廣東等8個省(市、地區）的電力市場中與可再生能源密切相關的情況。結合文獻研究與全面深度的專家交流，在挖掘省份特色的同時，梳理和分析綠色電力市場建設過程中的共性問題與趨勢，為下一步的電力市場建設提供參考和借鑒。

新能源上網電量主要通過保障性收購和市場化數110過市場競爭形成。隨著新能源發電量不斷增加，其消納模式也逐參與市場為主111，新能源利用率目標適當放寬112，障小時數不斷降低。特別是在新能源占比高、裝機增速大的地區，政策推動大部分新能源全面參與市場。中國電力市場體系建設的頂層政策《加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》提出目標，到2030年，全國統一電力市場體系基本建成，新能源新能源市場化交易，包括常規交易和綠色電力能量交易等，包括現貨和中長期交易。現貨電能量2022~2024年全國省內綠電交易數據119|202220232024 提升功率預測準確性，鼓勵其以合理的量價申報參不計入棄風棄光考核機制；中長期電能量交易能夠平穩市場波動，鎖定成本收益，通過分時段連續運擔偏差責任，增強自身管理能力；綠色電力交易是同時交易電能量與環境價值屬性的一類特殊中長期交富新能源發電商的盈利模式114。2023年，中國市場交易電量為56,679.4億千瓦時，占全社會用電量的比重約61.4%115源市場化交易電量達到6,845億發電量的4.3%11653全國市場交易量比重約為0.95%12024市場交易電量達61795易2,048億2023年的3.8倍118。

為推動電力系統的低碳轉型與新能源的長足發制和市場建設。輔助服務市場根據新能源滲透率顯著提升等電力系統新變化帶來的實時平衡和安全運關成本向用戶側疏導。容量機制針對未來新容量投典型省級綠色電力市場建設情況與8（（1142.08—即年主營業務收入2000萬元及以上的工業企業電量占比為新能源發電量/發電總量*100%（

這些因素的差異，深刻影響了各省（）的新能源入市進展及其配套政策措施，各地新能源（價格機制存在差異。將各省（主要電力市場建設情況整理對比如表4，重點比較其電能量市總體而言，電能量市場建設方面，各省（市、地輔助服務市場建設方面，各省（市、地區）均推動有償輔助服務從補償制向市場化轉變，在省級和區間等方面存在差異。容量機制與市場建設方面，各省（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下文將梳理分析上述八個省（）新能源機制進行詳細介紹和比較。

廣東是全國第一批電能量現貨市場試點地區，現貨市場在試運行多年后于2023年12月轉入正式運行135。得益于較好的市場環境，新能源入市后，能夠在市場中獲得公平的競爭機會。廣東新能源裝機占比并不高，約為20（2023的調節性需求沒有甘肅、蒙西等新能源滲透率較高的地區大，市場內依舊存在容量不小的火電機組（裝機占比58%136）來應對新能源增長帶來的波動性風險。結算為補充的全電量集中式市場。在中長期市場，交易周期分為年度（多年）、月度、周及日類型，采用雙邊協商、掛牌交易、集中競年度合約電量先轉化為分日電量再轉化為分時電第三章|申報交易日各時段的可調容量范圍和價格，交易中心根據報價和次日的調頻容量需求最終決定各參與主體的中標容量。結算規則基于可調資源的調頻里程與調頻容量。調頻輔助服務的費用由省調及以上發電機組、地調及以上且容量為30兆瓦及以上風力發電場、10千伏及以上并網的集中式光伏電站、參3110千伏及以上電壓等級的新能源機組，目前以“基數電量包括綠電交易220千伏及以上的中0千劃2025年底前全部參與市場交易132025220kV實際上網電量的0%安1380%139。廣東運行有省級調頻輔助服務市場與南方區域省級調頻輔助服務市場的交易品種為二次調

為了應對新能源不斷增長帶來的系統充裕度下202150的煤電容量電價標準為每年每千瓦100元141廣東存有較多的氣電機組，且氣電機組較高的邊際發電成本，使得其在電力市場中生存較為困難。因此，廣東允許氣電機組以與煤電機組同樣的補償標準來回收機組的固定投資成本142。易被細分為雙邊協商、集中交易等方式143。2024年1-6月，廣東省累計綠電成交電量51.8億千瓦時144，截至202471.65億千瓦時145。廣東2025年度綠電雙邊協商交易成交電量40.5930.64386.58厘/16.98成交均價577厘/44.%14614至2024年1222025年綠電零售合同簽約電量規模超過00148。第三第三 中國省級綠色電力市場建設進2024年8量及其來源等150，溯源流程和報告內容符合國家的規范要求，為用戶提供了證明其綠色電力消費的透明可靠工具。布式新能源以聚合虛擬電廠方式參與現貨電能量交作為新能源快速發展但滲透率尚不高、電力市廣東在綠色電力市場建設方面有以下幾點特色：

2023年底省內煤電裝機占比54.2%154，新能源裝機占比3.%155202323外送電量占比全省發電總量的35.3%1562024年綠電外送交易電量保持全國第一157積極引導新能源更大規模入市，110積極引導新能源更大規模入市，110千伏等級的新能源機組將進入現貨市場，220千伏及以上等級的保價收購比例從90%152下降至70%分布式新能源以聚合虛擬電廠方式參與現貨電能量交易和綠電交易；3.2.22023年12月，山西電力現貨市場正式運行，是國內第一個轉正運行的市場。山西現貨市場的核心153。山電量競價”的模式運行。在中長期市場，交易周期分為多年、年度、月期合約分解為每天24點曲線，以銜接現貨市場。新能源參與省內現貨市場時優先出清，以“報量不報價”方式全電量作為價格接受者參與交易。在參與省間現貨的度電收益略高于省內交易158。在市場準入方面，山西制定了具有地區特色的規則，省內的平價新能源可自愿選擇是否進入現貨市場159，若選擇不參與市場則以燃煤基準價全額收購。含補貼的項目優先進入市場，若項目獲得了基數電量，則基數電量以外的電量參與市場交易；未分配基數電量的項目以全電量參與現貨市場。2023年，新能源在山西現貨市場中的收益下降，現貨度電收入年度均價為272.99元/兆瓦332元/兆瓦時的燃煤基準電價160。此外，新能源的出力反調峰特點，拉大了現貨市場的峰谷價差，使得收益進一步下降。2023年，山西現貨分時均價峰谷價差為286.80元/兆瓦時，峰谷價差率為57.89%161。山西的輔助服務市場包括二次調頻和正備用兩二次調頻市場的參與主體為火電企業與新型儲能等，市場僅以調頻里程計價，調頻產生的費用由發用兩側分攤，按發電側未參與電能量市場的總上

側，扶貧等特殊項目不參與分攤。2024二次調頻的交易實施細則進行了修訂，將峰期報價由此前的5-30元/兆瓦162調整至5-15元/兆瓦163。正備用市場的參與主體包含可提供備用資源的發用兩側主體。正備用補償費用最終由發電企業（含火電和新能源）與批發市場電力用戶各承擔50%164。山西省的煤電容量電價標準為每年每千瓦100建立既有煤電機組的容量補償價格動態調整機制，并逐步向能夠反映其他電源主體容量價值的補償機容量市場機制設計研究。二是進一步落實和完善省間容量電價機制設計，促成送受雙方在外送電力合約中明確容量電價履約責任和電費計算方式，強化外送電容量價值體現。由于本省用戶的綠電消費需求不高，山西的綠電交易以作為送端省的省間交易為主。2024年，山西全年外送綠電規模已達75382024年12月，山西發布了修訂后的中長期交易實施細則，將綠電交易規則作為專章融入了中長期（即平價新能源），綠電交易周期與省內中長期交易周期基本保持一前，平價新能源的環境溢價形成方式為綠電交易綜合價格減去保障性收購上網電價；未來帶補貼項目參與綠電交易后，原則上調整至綠電交易綜合價格第三第三 中國省級綠色電力市場建設進與省內其他中長期交易均價的差價166。山西省能源局明確自2025年1山西創新提出了綠證偏差處理機制，以解決綠電交易合同執行時產生的綠證偏差。偏差交易以雙作為火電保有量與新能源裝機占比都比較高的典型電力送端省份，山西電力市場在應對逐年增長的新能源滲透率時開展了以下幾方面的特色工作：省內現貨交易優先保障新能源消納，允許新能源以“報量不報價”模式作為價格接受者參與提升新能源在省間交易中的占比，發揮新開拓正備用輔助服務市場，應對外送占比提升、新能源快速增長導致的系統頂峰備用資源短缺壓力；創新綠證偏差處理機制，增強了綠電交易分布式新能源可自愿選擇以獨立或聚合方20249月，甘肅成為中國第四個現貨轉入正式運行的省份。甘肅是新能源大省，截至2023底，新能源裝機占比超過57%，新能源發電量占比超過30%。截至2024年10月，甘肅省新能源裝機和

發電量占比均位居全國第二168。較高比例新能源疊加省內負荷需求不高，甘肅新能源消納具有一定難度，因此以市場化手段推動新能源消納是甘肅電力市場最顯著的特征。甘肅要求所有新能源發電機組均參與現貨市僅參與出清但不參與結算，其余新能源項目均需參與現貨結算169電量競價”模式參與電能量市場。現貨市場采用分區定價模式將省內分為河東與河西兩個區域，以反映河東和河西兩地的電力供需差異170市場在處理新能源實時偏差時，給予了新能源更大（新能源少發允許范圍，通過這種方式保護新能源機組免于受到較為極端的偏差懲罰。針對風電天然波動性更強的特點，市場還給予風電場站相較于光伏場站額外10%的負向允許，為風電機調峰容量是甘肅建設的具有地區特色的市場機制。調峰容量市場本質上屬于以機組容量計價的深度調峰輔助服務。調峰容量市場對儲能出臺了激勵峰響應補償費用由發用兩側按月分攤支付，填谷響甘肅的煤電容量電價標準為每年每千瓦100元。甘肅省綠電交易持續擴容，2024年省內綠電交易量11.14億千瓦時，同步增長1.58倍；省間綠電交易量11.062025年與多個省市達成總計超過400億千瓦時的綠電合約電量172。

允許發用兩側主體均以“報量報價”形式創新“省內用電負荷+聯絡線外送計劃”模2010年就蒙西地區電能量市場采用“中長期金融性合約+現貨全電量競價”的模式。與現貨市場銜接時，日前市場不與中長期市場進行場進行差價結算。179在新能源參與市場方面，蒙西將除扶貧、分布源同臺競爭的電能量市場。蒙西通過逐年減少新能2022年的900小時降至2024年的250小時181，182。為減少新能源入市后面臨的風險，蒙西制定了新能源風險防范機制，當結算價格偏離中長期合同價格一定比例時，進行相應電費補償或回收，相關費用則由煤電分攤183。2024年9月，內蒙古自治區能源局發布《關于調整優化2024年蒙西電力市場交易機制的

通知》，提出按照補貼和無補貼新能源項目，分類執行新能源風險防范機制184。蒙西的輔助服務市場包含調頻和備用兩個交易品種。實際上網電量比例進行分攤185。頻市場出清后，實時電能量市場出清前開展備用出清。備用市場產生的費用由除提供備用服務以外的所有發電機組按月度上網電量比例分攤。蒙西地區的煤電容量電價標準為每年每千瓦100元。此外，內蒙古自治區對納入自治區示范項目的獨立新型儲能電站給予容量補償，補償上限為每千瓦時035元，補償期不超過10年186。蒙西地區也提出逐步推動建立市場化的容量成本回收機制187。2024年2的第三個綠電交易試點地區188。2024年，蒙西市場在綠電市場建設方面，蒙西正推動新能源中長期交易全部轉入綠電交易，鼓勵新能源通過中長期交易實現綠色價值。新能源主體可以選擇參加綠電戶用電量與合約電量三者最小值，偏差價格依照蒙西電網綠色交易均價的5%190。蒙西地區電力總體供大于求且新能源裝機量占比超過40決新能源高比例入市帶來的系列問題，蒙西電網在電力交易方面開展了以下特色工作：推動新能源更大規模入市，將幾乎所有集中式新能源項目都納入市場，并放開新能源交易比例限制；推動新能源中長期交易全部以綠電交易方建立新能源入市風險防范機制，將新能源參與現貨市場的收益控制在合理區間。

2023浙江新能源累計裝機容量達3,941裝機的約30.14%，新能源發電量占比約57%源裝機形式以分布式光伏為主，2024年分布式光伏占全省光伏裝機總量比約79.3%19160%供應鏈綠色用能需求等因素影響，企業對綠色電力需求較高192源以往作為保障性電源以“保量保價”模式全額收浙江電能量市場由中長期市場和處于結算試運電量集中出清”的模式運營。掛牌交易與滾動撮合。格接受者參與市場。實時市場允許發電主體再次申4小時內以5分鐘為周期的超短期功率預測。格曲線的合約形式193，是計劃模式銜接市場的一種過渡模式194電網公司之間簽訂的金融差價合約，目的是對沖電力現貨市場價格可能出現的波動風險195。從2025年府授權合約+現貨市場”模式參與交易，其中90%分配政府授權合約執行政府定價，剩余的10%電量以“報量報價”方式直接進入現貨市場交易196。浙江的省級輔助服務市場僅開展二次調頻輔助調頻輔助服務市場的參與主體為火電、儲能或（具備條件后價格和調頻容量，市場按調頻價格排序由低到高依可提供至少15萬千瓦調峰能力的燃煤發電機組以及用由調峰需求地區電網企業支付后，再向其地區內的發電機組或儲能等經營主體分攤197。在華東備用輔助服務市場，市場起步初期，可參與的經營主體為30萬千瓦裝機容量以上的煤電機組、燃氣機組以及單機大于5萬千瓦、具備月調節能擴大新能源等主體參與備用198。由于是區域輔助服

2024年，浙江省全年綠電累計成交電量109.60億千瓦時，同比增長40.7%200。浙江省綠電交易包含易的主體為集中式新能源發電項目和聚合后的分布式新能源項目，交易周期包括年度和月度。綠電零售交易不單獨組織2025（含綠電）交易創新開展小時級的分時段交易，精準構建發用兩側全年中長期電力曲線，確保年度中長期交易合約與現貨交易的無縫銜接，提升電力交易的連貫性與協同性”201。浙江首創了分布式新能源聚合參與綠電交易的模式。2024年全年共有109家分布式聚合商參與綠電交易，聚合式交易電量超過23.03億千瓦時202。同一個分布式項目僅可選擇一個聚合商建立代理關分布式項目參與交易時視為與集中式項目等同地位耦結算，結算電量按聚合商向各分布式項目分解后浙江是分布式光伏裝機大省，也是綠電需求大交易方面開展了以下特色工作：首創分布式項目參與市場的機制，鼓勵分布式項目聚合參與綠電交易；第三章|第三章|通過政府授權合約引導集中式項目“脫保管理。結算試運行階段，江蘇也是近兩年交易規模最大的重要的制造業生產基地，用電需求大省，省內電力供應總體處于供不應求的狀態。江蘇新能源裝機和發電量增長較快，2023年新能源裝機容量6,214.3834.59%；新能源年發電量895.34億

量競價”的模式運營。度交易為輔、月內交易調差連續運營的制度，交易方式包括雙邊協商、集中競價和掛牌交易。中長期曲線分解后，在已分解的曲線基礎上開展運行日分時段能量塊交易。99%的風電與67%的光伏都集中在蘇北地區，負荷則主要集中在蘇南地區203，江蘇設置了分區電價用于緩204205。第三第三 中國省級綠色電力市場建設進江蘇積極推動可再生能源入市，從2025年年度電力交易方案來看，將不參加綠電交易的集中式風800小時和400小時，在保障性小時數以外的發電量需要開展保量競江蘇省的煤電容量電價補償標準為每年每千瓦100元。2024年，江蘇達成綠電交易電量共127億千瓦時，同比增長144207。202410月，江蘇啟動分布式新能源聚合參與綠電交易，有效擴大省內綠電供給208。此外，江蘇積極開展省間交易，2024年18月，江蘇省間綠電成交量達成47億千瓦時209，并提東北等省間綠電交易通道210。布局較多海上風電、分布式發電等資源，相對于北京、上海，綠電供需壓力有一定緩解。跨區跨省交易用戶判斷三年綠電市場為價格下行趨勢，若與發電側

在綠電消費激勵與約束方面，2022年江蘇發改2025年省內高耗能企業電力消費中綠色電力占比不低于30%的目標211的電力用戶提供補貼212，213。江蘇具有供小于求、新能源滲透率較高但地域電資源，但因輸電能力等因素無法滿足高額綠電消充分發掘省內綠電供給能力，降低保障小時數，加快新能源市場化進程，同時推廣分布式新能源聚合參與綠電交易；提升已有跨區通道的綠電送電比例，拓展更多跨區跨省綠電供應途徑，開拓西北、東北地區的綠電輸送通道，利用特高壓通道的富余送電能力增加跨區跨省綠電供應；實施用戶綠電消費補貼等政策，引導用戶于結算試運行階段。上海外向型經濟特征顯著，對綠電的需求較大，外資公司是上海綠電消費的主力的發電資源，無法滿足本地企業旺盛的需求。2023年新能源發電量占比不足5%214。上海主要依托跨區跨省綠電交易來滿足企業的綠電需求。上海的電能量市場采用“中長期金融合約+全電量現貨競價”的模式。（多日動撮合交易與掛牌交易三種類型。

在第一次結算試運行期間，上海市內的調峰輔助服務市場已暫停運行216上海市的煤電容量電價補償標準為每年每千瓦100元。此外，上海實施氣電調峰機組和氣電熱電聯產機組容量電價，標準分別為每千瓦每月37.01元和上海共開展省間綠電交易161近502,000萬張21810綠色電力交易實施方案》印發219，正式引入市內綠電交易，2024年全年交易電量0.5億千瓦時220企業外購綠電碳排放量單獨核算，由綠電省間交易深度挖掘跨區直流通道潛力，從華北、西北等多省通過跨區跨省交易模式購入綠電223；拓寬模式224；力中長期交易基本規則》和北京市年度電力交易方案開展225，226。

北京市內并沒有運行省級輔助服務市場，但可以參與華北電力調峰輔助服務市場和京津唐電網統一的調頻輔助服務市場。是由華北網調、省調組織直調的火電機組和包括分（（可控負荷）等負荷側調節資源以及發電側儲能在內的第三方獨立主體。在京津唐調頻市場，可參與市場的主體是京津唐電網華北分中心以及北京、天津、冀北電力調控中心直調的火電機組所屬的發電企業，調頻費用由發電廠基于上網電費的比例進行分攤，用戶側不參與分攤228。北京市的煤電容量電價補償標準為每年每千瓦100元。2024年上半年，北京市完成市場化綠電交易40.56.5倍229市組織開展了2025交總電量約23.7億千瓦時同比增長585%230。北京市將綠電交易并入中長期交易框架，交易方式為京津唐電網綠電交易和跨區跨省綠電交易。初期，可參與綠電交易的發電主體為風電、光伏發電企業。市場為發電側提供了申報綠證價格的參考，參考價為國網經營區平價綠證市場上一結算周期的均價231。在用戶側，市內大部分綠電交易由售電公司代理開展。北京市為參與綠電交易的電力用戶提供一定程度的補貼，以激勵其消費綠電。北京市的試點碳市場履約核算時，同樣允許使用市場化交易所得綠電量在碳排放核算時計為零232。由于北京市電網呈現較為明顯的受端電網特征且市內新能源滲透率極低，為滿足市內企業的綠電加強跨區跨省綠電輸送通道建設，加強與企業的跨區跨省綠電合作，拓展綠電跨區跨省供給加強與京津唐地區的市場協調聯運，通過大區輔助服務市場提供調峰、調頻服務助力本地新能源消納；

典型省級綠色電力市場共性問題與（發售一體）現階段中國綠色電力市場的關注主要集中在供需關響經營主體的綠色電力采購策略。經營主體和相關方既提到了一些共同趨勢與挑戰，亦在一些關鍵問度和市場布局范圍有所不同，下述匯總與分析僅反映大部分經營主體的經驗與建議。供需關系的差異影響著不同省份綠電交易的組可再生能源以外送為主。以北京、上海等為代表的“負荷大省資源小省”則普遍面臨綠電資源稀缺的經營主體普遍反映2024年的綠電供給緊張從全國范圍來說有所緩解。面向持續增長的綠電消費需求，經營主體提出，希望通過提升新能源入市比例、擴大跨區跨省交易規模、完善通道保障等手段，進一步增強需求旺盛地區的綠電供給，緩解外向型企與供需直接相關的是市場價格與預期。由于綠電供給增加、煤炭價格下降等原因，大部分經營主（電能量）價格將繼續下行趨勢。此2024年對于綠色溢價的接受程度相對減弱，成本在采購戶則在交流中指出，提出減排承諾的企業的綠色轉跨區跨省交易234、多年期綠電交易是經營主體關注度最高的市場交易模式。跨區跨省交易是指經營主體與其他區域或省份的主體開展的電力交易，是緩解中國新能源供

需地域錯配、促進新能源消納和保障供應的重要機制之一。最早的《跨省跨區電能交易基本規則（試行）》235于2013年開始執行，意在通過市場機制在更大范圍實現電力資源優化配置和新能源能源消納。目前形成了以北京和廣州電力交易中心為核心的跨區跨省交易體系。以國家電網經營區域為例，跨區跨省交易主要分為由交易機構負責組織的中長期交易，以及由調度中心負責組織的現貨交易。戰的新措施。跨區跨省中長期交易的品種包括電能受理與發布、交易申報、交易預成交、安全校核和交經營主體呼吁跨區跨省交易市場信息進一步公開透明、促進公平競爭，增加更加透明的集中競價交易的頻次等。經營主體也期待交易中心等政策制定者，增加綠色電力跨區跨省和省內的交易頻次、品種和靈活性。綠電交易在跨區跨省交易中的比重不斷增加。2022為1,500萬千瓦時237，后續跨區跨省綠電交易逐步走東、華南地區輸送了大量的新能源發電。2024年10電公司達成5,000萬千瓦時的成交電量238。2024年南方區域綠電交易電量達到220.7億千瓦時，同比增長富裕可再生能源電力現貨交易試點2402021年12有企業指出，物理通道競爭激烈、交易方式靈活度低、交易頻次偏低等是進一步實現跨區跨省優化資源配置的主要卡點。2023年10月，國家能源局強調了對跨省跨區電力交易與市場秩序的專項監管工作242，旨在解決廠網之間存在的突出問題，保障市場成員合法權益。20245月，國家能源局《關于做好新能源消納工作保障新能源高質量發展的通知》指出，優化省間電力交易機制，允許送電方在受端省份電價較低時段，通過采購受端省份新能源電量完成送電計劃，不得限制跨省新能源交易243。隨著市場的不斷發展和完善，預計未來跨區跨省電力交易將在更大范圍內發揮重要作用。另一個值得關注的問題是：跨區跨省交易是全國統一電力市場建設的重要組成部分。省間交易與

省內交易存在著復雜的協同問題。未來隨著市場基礎條件的變化，需要進一步加強不同層次市場的相從功能定位上來看，跨區跨省市場定位于保障國家能源戰略實施，實現大范圍資源優化配置，促進可再生能源消納，建立資源配置型市場。而省內市場定位于通過優化省內資源配置，保障電力電量供需平衡和安全供電秩序，建立平衡型市場。在交易時序方面，跨區跨省的中長期交易應先于省內中長期交易開展。而現貨交易中，省內先依據省間送受電預計劃以及運行實際，形成省內開機方式和發電計劃的預安排，在此基礎上組織跨區跨省現貨交多年期電力交易是我國電力中長期交易的一個細分周期品種245。2020年底，國家發展改革委和國家能源局《關于做好2021年電力中長期合同簽訂工作的通知》提出鼓勵簽訂多年期電力交易交易合同予以優先安排、優先組織落實、優先執行。”2462024年，國家發展改革委和國家能源局發布了《電力中長期交易基本規則—綠色電力交易專章》247，鼓勵發用雙方簽訂多年期綠色電力購買協議，為多年期交易提供了政策支持。而后，北京電力交易中心發布了《多年期省間綠色電力雙邊協商交易協議參考模板》和《多年期省內綠色電力雙邊協商交易協議參考模板》248，為經營主體提供了標準化的合同范本，確保了合同的規范性和可操作性，降低了履約風險。中國倡導的多年期綠電交易與海外的PPA具有目發電收益等方面發揮積極作用249，都是包含綠電環境價值的交易模式，能夠為企業提供穩定的綠色多年期電力交易可以由發用雙方或發用售三方但并不如海外簽署PPA新能源簽署了多份為期多年的綠電購買協議251；巴斯用戶主要寄希望于通過多年期合同保障綠色電力的采購量，為企業實現自身減碳目標或外部強制性要求提供更多確定性。而發售方關注合同履約問題，認為一年一簽的跨區跨省協議比多年期更加靈

活，可以減少協議觸發條件被取消和無法履約的虧（市活的合同條款調整機制。發用雙方均認