2025-02-18-绿色和平组织-中国省级绿色电力市场建设_现状与展望_69页_12mb

中国省级绿色电力市场建设：现状与展望研究总结

研究背景与现状

• 绿色电力市场是电力市场体系中的核心，近年来基于资源禀赋、经济发展等因素形成了各具特色的省级市场机制。
• 中国省级电力市场主要围绕电能量市场、辅助服务市场、容量机制、绿电交易四个方面展开实践，涵盖全国8个典型省份（广东、山西、甘肃、蒙西、浙江、江苏、上海、北京）。
• 可再生能源（风电、光伏）的快速发展对电力系统安全与市场机制提出新挑战，各省通过差异化政策（如差异化的保障性收购小时数、容量补偿等）应对高比例新能源消纳问题。

典型省份市场进展

1. 广东

   • 推动新能源全电量入市，90%新能源通过政府授权合约定价，剩余10%参与现货市场。
   • 建设省级调频辅助服务市场，鼓励煤电、气电、虚拟电厂参与。
   • 创新绿电事后交易机制与绿电溯源报告，满足用户绿色认证需求。

2. 山西

   • 实施“基数电量+市场化电量”模式，保障性收购小时数下降。
   • 建设正备用辅助服务市场，跨区调峰资源协同。
   • 创新绿证偏差处理机制，增强绿电交易规范性。

3. 甘肃

   • 所有新能源机组参与现货市场，允许用户侧“报量报价”。
   • 创新调峰容量市场，激励独立储能参与系统调节。
   • 强化省间绿电交易（2024年外送量居全国第一）。

4. 蒙西

   • 推行新能源“保量竞价”减少保障小时数，建立新能源风险防范机制。
   • 建立“省内负荷+联络线外送”全电量竞价模式，协同省内省间消纳。

5. 浙江/江苏/上海/北京

   • 鼓励分布式新能源聚合参与绿电交易（如浙江聚合商参与绿电达23.03亿千瓦时）。
   • 推动政府授权合约与用户长期绿电采购协议，提升企业绿电消费信心。
   • 上海、北京强化跨区绿电输送，衔接碳市场（如北京绿电用户补贴政策）。

中国市场共性问题与趋势

• 电力系统调节能力不足：高比例新能源接入加剧系统平衡压力，调频、爬坡服务的市场设计不统一，新型主体（储能）参与机制仍待完善。
• 收益不确定性风险：可再生能源发电价格波动大，绿电交易价格下行（如广东绿证均价2024年降至9.6元/张），收益预期波动影响投资意愿。
• 环境价值体系不完善：绿证/绿电交易供给过剩导致价格下跌，环境溢价机制不透明，政策与市场衔接不足。
• 市场规则差异与协同不足：各省规则差异大，跨区绿电交易信息透明度低，政策统筹不足。

政策与建议

政策建议

1. 加强辅助服务市场建设：推动固定补偿向市场化竞争转变，探索爬坡、转动惯量等新品种，引导储能、虚拟电厂等新型主体参与。
2. 稳定可再生能源收益：政府授权合约与差价合约结合，推广多年期电力交易（如巴斯夫与中广核25年PPA），衔接现货市场风险。
3. 强化绿电消费场景：明确绿证在强制配额制、碳市场中的应用，制定统一环境价值定价原则，强化绿电与碳核算协同。
4. 促进统一市场建设：简化跨区绿电交易流程，提高信息透明度，推广南方区域绿电交易模式，实现资源跨区域优化配置。

企业建议

1. 提升自身用能管理：制定多元化绿电采购策略，积极参与绿电事后交易、绿电溯源机制，优化负荷预测。
2. 探索新型商业模式：通过分布式聚合交易、绿电消费补贴政策降低采购成本，增强绿色品牌形象。
3. 加强多方合作：推动绿电与碳市场、供应链协同，探索绿电消费认证国际合作（如应对欧盟碳边境调节机制）。