2026全时段清洁电力中国电力市场政策展望报告_84页_6mb

中国电力市场政策展望：全时段清洁电力与精细化匹配分析

核心内容概述

本报告系统分析了中国电力市场运行机制、可再生能源发展现状、绿证制度演变及储能发展，探讨了全时段清洁电力（Round-the-Clock, RTC）与精细化匹配（Granular Matching）的可行性及政策路径，旨在推动中国电力系统向更加灵活、可追溯和市场化方向转型。

主要观点与关键信息

1. 中国电力市场现状与挑战

• 市场化进程：电力交易仍以中长期合同为主，现货市场逐步发展，但价格信号仍受规则限制，且分时结算尚未广泛应用于零售合同。
• 交易方式：包括中长期交易、企业绿电长协、零售合同等，其中现货市场为偏差电量定价提供依据。
• 结算机制：现货市场结算与偏差处理机制逐步完善，但分时数据获取与第三方核验仍面临挑战。
• 数据记录：电力交易生成多种凭证，但数据一致性与可核查性在不同省份存在差异，影响精细化匹配的实施。

2. 可再生能源电力发展与挑战

• 政策支持：包括补贴上网电价、平价上网电价、市场化定价机制及差价合约（CfD）。
• 消纳问题：弃风弃光问题持续存在，尤其在新能源装机快速增长但电网消纳能力不足的省份。
• CBAM影响：中国出口企业面临CBAM合规压力，需关注小时级绿电消费证明与时间匹配。
• 绿电直连：部分省份试点绿电直连模式，支持出口导向型产业及资源转化型产业的绿色电力采购。

3. 绿色电力证书（绿证）体系

• 制度演变：绿证从自愿试点发展为强制性履约工具，涵盖所有可再生能源类型。
• 价格走势：绿证交易量快速增长，但价格持续下降，反映市场供过于求。
• 国际认可：绿证已获得RE100的无条件认可，但尚未完全满足国际标准对时间与地域匹配的高要求。
• 与碳市场衔接：绿证用于碳核算，但不直接用于全国碳市场配额清缴。未来需强化绿证与CCER的协同机制，提升数据透明度与可追溯性。

4. 储能发展与市场机制

• 装机规模：截至2025年底，中国储能装机容量达213吉瓦，电化学储能占比高达96%。
• 政策转变：从强制配储转向市场化机制，鼓励储能参与电能量套利、辅助服务及容量补偿。
• 精细化匹配作用：储能的灵活性与时间属性使其在实现全时段清洁电力消费中具有重要作用，但当前市场机制尚未充分反映其价值。

5. 全时段清洁电力与精细化匹配

• 时间属性重要性：随着可再生能源渗透率提升，电力系统对时间精度的需求增强，需通过精细化匹配提升系统效率与市场透明度。
• 实践路径：建议分阶段推进，从界定范围、建立MRV机制、设计商业化合同路径，到试点实施与标准化落地。
• 未来方向：推动绿证与储能数据结合，实现小时级溯源，增强绿电消费声明的可信度与经济性。

实施建议与路径

第一阶段：界定适用范围与治理机制

• 明确全时段清洁电力与精细化匹配的适用范围。
• 设计绿色属性声明规则与治理架构。

第二阶段：建立MRV与登记体系

• 构建可审计、可追溯的MRV机制。
• 完善绿证与分时数据的登记体系。

第三阶段：设计商业化签约路径

• 推动零售市场合同模板的标准化。
• 明确偏差处理、弃电补偿及储能保供条款。

第四阶段：试点与推广

• 在市场化程度高的省份及特定应用场景开展试点。
• 总结经验，推动跨省推广与政策协同。

第五阶段：标准化与协同

• 推动绿证与储能时间戳数据的整合。
• 建立统一的绿色电力消费声明标准与外部利益相关方协同机制。

产业端驱动因素

• CBAM影响：中国出口企业面临日益严格的绿色属性核算要求，需推动小时级匹配与溯源。
• 绿色氢能声明：要求小时级溯源，推动储能与可再生能源协同。
• 绿电直连：作为应对CBAM与提升供应链可追溯性的关键手段。
• 绿证与碳市场衔接：为绿色电力消费提供更清晰的核算基础，推动碳减排与可再生能源协同发展。

结论

中国电力市场正逐步向市场化、精细化方向发展，绿证与储能的制度完善是实现全时段清洁电力消费的重要基础。通过引入小时级匹配机制，可提升绿电消费声明的可信度与市场价值，同时增强储能等灵活性资源的经济性与投资吸引力。未来需在数据治理、市场机制设计及政策协同方面持续发力，以推动绿色电力消费模式的标准化与规模化。