2025年中国省级绿色电力市场建设：现状与展望报告_68页_12mb

报告摘要

中国省级绿色电力市场建设：现状与展望

一、执行摘要

中国省级电力市场是电力市场体系的核心，各省份在国家顶层设计指导下，结合本地资源禀赋和经济发展水平，形成特色化市场机制，并探索创新实践。研究发现，新能源大规模入市后，电力系统面临电力电量失衡、超短期灵活性需求提升、多重营收风险及环境价值体现不足等问题。典型市场机制包括德国平衡单元、英国平衡机制、澳大利亚调频市场、加州爬坡市场、英国差价合约、美国长期购电协议等，对中国市场建设提供了参考。各省包括广东、山西、甘肃、蒙西、浙江、江苏、上海和北京的绿色电力市场探索涵盖现货市场建设、辅助服务引入、容量补偿机制、绿电交易创新等多方面。

新能源市场化交易规模显著增长，2023年全国新能源市场化交易电量6,845亿千瓦时，占其总发电量的47.3%。中国绿色电力市场尚处于发展阶段，面临辅助服务协调不足、收益机制不明确、绿证制度不完善、及规则差异化等问题。政策上，建议加强辅助服务市场建设，推动政府授权合约、长期购电协议等机制，优化绿证制度，推动全国统一市场形成。企业层面，建议制定多元绿电采购策略，结合分布式新能源聚合、事后绿电交易、用户补贴等机制提升绿电消费。

二、典型省级市场机制

各省市场机制呈现“因地制宜”特征，主要创新包括：

广东：绿电事后交易、溯源报告、分布式聚合参与。
山西：绿电交易优先新能源、偏差处理机制。
甘肃：调峰容量市场、全电量竞价。
蒙西：新能源高价拒用、绿电交易全覆盖。
浙江：分布式聚合商参与、政府授权合约。
江苏：省间绿电交易、保障小时数下调。
上海：跨区绿电交易、负荷需求导向。
北京：跨区绿电外购、用户补贴。

三、主要挑战与建议

电力系统调节能力不足：存量火电机组难以应对高比例新能源波动，辅助服务市场需深化。
新能源收益不确定性：从“保量保价”转向“市场化竞价”，收益波动加剧，建议推动差价合约、多年期PPA等机制。
绿电环境价值体系不完善：绿证价格波动大，应用场景模糊，需明确强制性与自愿性消费场景，建立统一环境定价。
省级市场规则差异：各地机制差异增加跨省交易难度，需统一交易方式、价格机制，促进资源优化配置。

四、政策与企业建议

政策建议：
– 完善辅助服务市场，探索爬坡、转动惯量等品种。
– 推动政府授权合约、多年期PPA，稳定新能源收益。
– 明确绿电在碳市场、能耗考核中的应用，强化跨部门协同。
– 推动全国统一绿电交易平台，促进跨省绿电流动。
企业建议：
– 制定100%绿电目标，探索分布式聚合、事后交易、用户补贴等策略。
– 加强与电网、交易平台及第三方合作，优化绿电采购方式，降低合规成本。