第一章研究背 小

第三章中國(guó)省級(jí)綠色電力市場(chǎng)建設(shè)進(jìn)展3.2.13.2.23.2.33.2.43.2.53.2.63.2.8 注 市對(duì)電力系統(tǒng)的運(yùn)行與可再生能源自身的發(fā)展都帶2029年全面建成全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)愿景下1，規(guī)范統(tǒng)一的市場(chǎng)規(guī)則將因勢(shì)利導(dǎo)各省市場(chǎng)的經(jīng)營(yíng)主體提供確定性。如何設(shè)計(jì)市場(chǎng)機(jī)制與鑒于此，綠色和平與清華四川能源互聯(lián)網(wǎng)研究院開展深入研究合作，旨在重點(diǎn)梳理中國(guó)典型?。娏κ袌?chǎng)建設(shè)的共性趨勢(shì)與關(guān)鍵差異，以期促進(jìn)綠色電力市場(chǎng)建設(shè)的進(jìn)一步完善，激發(fā)綠報(bào)告采用了文獻(xiàn)研究與專家交流相結(jié)合的研究源的發(fā)展趨勢(shì)。第二章梳理了全球可再生能源發(fā)展

可再生能源發(fā)展中的共性問題與應(yīng)對(duì)機(jī)制：以風(fēng)電、光伏為代表的波動(dòng)性可再生能源的大規(guī)中國(guó)省級(jí)市場(chǎng)特色實(shí)踐梳理：本報(bào)告參考資源取了8個(gè)各具特色的典型?。ㄊ小⒌貐^(qū)）進(jìn)行梳（）通過降低可再生能源保障小時(shí)數(shù)，穩(wěn)步推動(dòng)其參與常規(guī)電能量交易與綠色推動(dòng)輔助服務(wù)。在參與主體、出清規(guī)則、價(jià)格區(qū)間等方面，各省調(diào)頻輔助服務(wù)市場(chǎng)存在差創(chuàng)新設(shè)計(jì)與開展多樣化靈活的交易和消費(fèi)包括因地制宜開展省間和省內(nèi)綠電交易，綠電事后交易機(jī)制豐富綠電交易的靈活性；綠電溯源報(bào)告為用戶的綠電消費(fèi)提供更加規(guī)范、透明的認(rèn)證；綠電消費(fèi)補(bǔ)貼為參與用戶提供經(jīng)濟(jì)激勵(lì)。省內(nèi)用電負(fù)荷與聯(lián)絡(luò)線外送計(jì)劃全電量競(jìng)價(jià)促進(jìn)新能源省內(nèi)省間協(xié)同消 ●在市場(chǎng)機(jī)制與規(guī)鼓勵(lì)分布式項(xiàng)目以聚合形式參與綠電交 的主要選擇之 ●外向型經(jīng)濟(jì)（市）和相關(guān)配套機(jī)制為綠色電力交易參與者提心的議題。為加速全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)體系建設(shè)，推動(dòng)更大范圍和更長(zhǎng)周期的可再生能源交

盡快設(shè)立100%可再生能源目標(biāo)，實(shí)現(xiàn)綠電在全球共同應(yīng)對(duì)氣候變化的大背景下，能源行業(yè)持續(xù)性和系統(tǒng)性的開展著一場(chǎng)深度變革?？稍偕茉匆云淝鍧崱h(huán)保和可持續(xù)的獨(dú)特優(yōu)勢(shì)在世界各國(guó)能源轉(zhuǎn)型進(jìn)程中扮演了至關(guān)重要的角色，并在過去幾十年間實(shí)現(xiàn)了裝機(jī)容量、發(fā)電量規(guī)?；嵘c發(fā)電成本穩(wěn)步下降的關(guān)鍵突破。2025年，正值《巴黎協(xié)定》各締約方提交新版國(guó)家自主貢獻(xiàn)之際2各國(guó)政府通過一系列激勵(lì)性政策支持可再生能源平穩(wěn)起步并逐步擴(kuò)大規(guī)模，包括基于電量激勵(lì)的可再生能源配額制和基于電價(jià)激勵(lì)的財(cái)政補(bǔ)貼政策等3。在政策的積極引導(dǎo)與有效支撐下，可再生能源項(xiàng)目獲得穩(wěn)定的收益預(yù)期，并進(jìn)一步吸引更多的投

過去十年間，可再生能源裝機(jī)量和發(fā)電量均穩(wěn)步增長(zhǎng)。2023年，全球可再生能源裝機(jī)容量達(dá)到3,896.712014源發(fā)電量達(dá)到8,971.25太瓦時(shí)，相較于2014年增長(zhǎng)69.56重要，2023年占全球可再生能源裝機(jī)容量、發(fā)電量比例均超過30%?？稍偕茉丛谌虬l(fā)電結(jié)構(gòu)的比重不斷提升，2023年，全球可再生能源發(fā)電量占總發(fā)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(shí)，可再生能源發(fā)電技術(shù)不斷提升進(jìn)一步帶動(dòng)了可再生能源設(shè)備的轉(zhuǎn)換效率和可靠性的提高，規(guī)?；a(chǎn)則降低了設(shè)備制造成本和維護(hù)成2014年-2023年全球及中國(guó)可再生能源裝機(jī)容量趨勢(shì)4|全球可再生能源裝機(jī)容量（GW）中國(guó)可再生能源裝機(jī)容量

第一章第一章|全球可再生能源發(fā)電量 中國(guó)可再生能源發(fā)電量（TWh）

（2014年和2023年）6|可再生能 他

全球可再生能源發(fā)電量占總發(fā)電量的比 全球風(fēng)電、光伏發(fā)電量占總發(fā)電量的比20232023201420232014的指導(dǎo)意見》明確提出，2030年全國(guó)可再生能源消費(fèi)量達(dá)到15億噸標(biāo)煤以上的發(fā)展目標(biāo)10關(guān)主體訴求，因地制宜推進(jìn)電力市場(chǎng)建設(shè)以更好促省級(jí)電力市場(chǎng)是中國(guó)電力市場(chǎng)體系中的核心主體。2015年電改給予了各省設(shè)計(jì)本地市場(chǎng)的自主權(quán)，2022年《關(guān)于加快建設(shè)全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)體系據(jù)國(guó)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(zhǔn)化度電成本下降到4美分/千瓦時(shí)左右，比化石燃料機(jī)組低56%的指導(dǎo)意見》明確提出，2030年全國(guó)可再生能源消費(fèi)量達(dá)到15億噸標(biāo)煤以上的發(fā)展目標(biāo)10關(guān)主體訴求，因地制宜推進(jìn)電力市場(chǎng)建設(shè)以更好促省級(jí)電力市場(chǎng)是中國(guó)電力市場(chǎng)體系中的核心主體。2015年電改給予了各省設(shè)計(jì)本地市場(chǎng)的自主權(quán)，2022年《關(guān)于加快建設(shè)全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)體系可再生能源的特性，與傳統(tǒng)電力系統(tǒng)的基礎(chǔ)運(yùn)再生能源出力受氣象條件影響具有波動(dòng)性，通常是備與電網(wǎng)連接8源整合到電力系統(tǒng)，從而最大程度發(fā)揮可再生能源的潛力至關(guān)重要9。推動(dòng)可再生能源進(jìn)入市場(chǎng)，以經(jīng)濟(jì)合理的手段適應(yīng)和引導(dǎo)可再生能源部署，是世界各國(guó)電力政策發(fā)展的重要方向。改革委等部門《關(guān)于大力實(shí)施可再生能源替代行動(dòng)

11，12。而省使得省級(jí)電力市場(chǎng)在制定可再生能源和綠色電力交能源大規(guī)模部署和入市中遇到的挑戰(zhàn)與海外市場(chǎng)機(jī)（期在國(guó)家大政策方針的統(tǒng)一指導(dǎo)宜完善綠色電力市場(chǎng)規(guī)則第一章研究背景第一章研究背景第二第二 全球經(jīng)驗(yàn)與中國(guó)啟示適應(yīng)高比例可再生能源的機(jī)制設(shè)從世界各國(guó)經(jīng)驗(yàn)來看，以風(fēng)電、光伏為代表的波動(dòng)性可再生能源（下簡(jiǎn)稱可再生能源）大規(guī)模部署和入市將對(duì)電力系統(tǒng)、可再生能源本身以及系統(tǒng)中其他高固定成本機(jī)組，均產(chǎn)生顯著影響，機(jī)會(huì)與挑戰(zhàn)并存。例如，對(duì)電力系統(tǒng)來說，風(fēng)光的大規(guī)模部署將導(dǎo)致系統(tǒng)電量失衡風(fēng)險(xiǎn)增加、系統(tǒng)調(diào)節(jié)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(wǎng)安全性、靈活性投資，為更高比例的可再生能源裝機(jī)提供可能。對(duì)可再生能源來說，其在市場(chǎng)中面臨各類風(fēng)險(xiǎn)敞口，缺乏穩(wěn)定的成本回收機(jī)制與環(huán)境價(jià)值體現(xiàn)機(jī)制；電力市場(chǎng)“擇優(yōu)順序”機(jī)制下，低邊際成本可再生能源造成市場(chǎng)價(jià)格頻繁波動(dòng)，午間價(jià)格踩踏等13，也會(huì)影響可再生能源的長(zhǎng)期收益預(yù)期和可持續(xù)投資發(fā)展。本章從海外可再生能源發(fā)展歷程中遇到的問題再生能源自身可持續(xù)發(fā)展相關(guān)的關(guān)鍵問題，介紹應(yīng)對(duì)可再生能源快速發(fā)展的典型市場(chǎng)機(jī)制設(shè)計(jì)和有益成熟的電力市場(chǎng)框架和交易機(jī)制，并仍在不斷改革序上與可再生能源的大規(guī)模發(fā)展更加同步，中國(guó)的情況具有其特殊性和復(fù)雜性，不能簡(jiǎn)單的照搬海外經(jīng)驗(yàn)。本章期望通過對(duì)海外情況的介紹分析，幫助理解相關(guān)問題的癥結(jié)及解決方案的適用性，為中國(guó)可再生能源市場(chǎng)機(jī)制建設(shè)提供對(duì)照，以及原則性的參考和借鑒。

應(yīng)對(duì)電力電量失衡問題的市場(chǎng)及配電力供應(yīng)和需求必須保持實(shí)時(shí)平衡，供需的不匹配將引發(fā)電力系統(tǒng)可靠性問題。傳統(tǒng)的圍繞大規(guī)模火電機(jī)組建設(shè)的電力系統(tǒng)，需要應(yīng)對(duì)高比例可再生能源部署帶來的波動(dòng)性和間歇性等新挑戰(zhàn)，以保障電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行，以及可再生能源的進(jìn)可再生能源會(huì)事先通過中長(zhǎng)期合同提前鎖定電日前市場(chǎng)或?qū)崟r(shí)市場(chǎng)中根據(jù)合同安排的電力供應(yīng)量中承諾的電量，而超出預(yù)期的天氣狀況又會(huì)導(dǎo)致供平抑可能出現(xiàn)的電量失衡問題，會(huì)產(chǎn)生大量的系統(tǒng)其偏差規(guī)則與平衡機(jī)制的建設(shè)和完善，是解決系統(tǒng)平衡問題的主要手段。作為電力市場(chǎng)的基礎(chǔ)組成部電力資源的更高效配置，通過偏差懲罰規(guī)則倒逼可再生能源發(fā)電企業(yè)提升短期出力預(yù)測(cè)精度，規(guī)范發(fā)電企業(yè)的行為?，F(xiàn)貨交易頻次高、周期短的特點(diǎn)更適能源長(zhǎng)期預(yù)測(cè)準(zhǔn)確率低而短期預(yù)測(cè)相對(duì)準(zhǔn)確的特點(diǎn)需要指出的是，僅通過電力現(xiàn)貨市場(chǎng)解決系統(tǒng)確定性因素（如機(jī)組跳機(jī)、電網(wǎng)故障等電力供需關(guān)系的突然變化，難以通過現(xiàn)貨價(jià)格引導(dǎo)平衡市場(chǎng)/機(jī)制是維持電力供需平衡的制度安排14，市場(chǎng)或決策者通過價(jià)格信號(hào)對(duì)不平衡行為進(jìn)行定價(jià)，再通過成本疏導(dǎo)實(shí)現(xiàn)調(diào)節(jié)成本的公平分?jǐn)?。全球的不同典型電力市?chǎng)均建設(shè)了適應(yīng)本地需求的平衡市場(chǎng)/機(jī)制，如德國(guó)的電力平衡單元、英國(guó)的電力平衡機(jī)制、美國(guó)PJM的實(shí)時(shí)平衡市場(chǎng)等等，報(bào)告選擇英國(guó)和德國(guó)的兩個(gè)各有特色的平衡市場(chǎng)/機(jī)制案例進(jìn)行介紹。在平衡市場(chǎng)/機(jī)制設(shè)計(jì)中，一般涵蓋以下相關(guān)主體，雖然他們?cè)诓煌貐^(qū)和市場(chǎng)中的名稱有所區(qū)（機(jī)制獲取平衡資源）（承擔(dān)平衡責(zé)任并參與不平衡結(jié)算的市場(chǎng)成員或其代理）和結(jié)算機(jī)構(gòu)（負(fù)責(zé)平衡資源補(bǔ)償和不平衡電能結(jié)算）15。為了應(yīng)對(duì)高比可再生能源的接入，緩解配電網(wǎng)層面的發(fā)用電預(yù)測(cè)和調(diào)度難題，德國(guó)在1999（BalanceGroupBG16單元是指由發(fā)電和用電主體構(gòu)成的電力交易結(jié)算（ransmissionSystemOperato,TS202411,000個(gè)平衡責(zé)任單元17BG有一個(gè)平衡責(zé)任（BalanceResponsiblePartBR作為代表

電公司或電力用戶擔(dān)任該角色。BRP需要承擔(dān)電力預(yù)測(cè)和管理、保障BG內(nèi)部電能量實(shí)時(shí)平衡的責(zé)任，即維持自身的“發(fā)電+凈受電合同=負(fù)荷”關(guān)系18，并負(fù)BRP未能按照計(jì)劃發(fā)用電而造成系統(tǒng)失衡時(shí)，TSO第二第二 全球經(jīng)驗(yàn)與中國(guó)啟示適應(yīng)高比例可再生能源的機(jī)制設(shè)統(tǒng)不平衡和嚴(yán)重的電阻塞情況，TSO通過再調(diào)度機(jī)制德國(guó)平衡單元機(jī)制基于德國(guó)的電網(wǎng)分區(qū)結(jié)構(gòu)和BG英國(guó)電力市場(chǎng)采用合同市場(chǎng)與平衡機(jī)制相結(jié)合而平衡機(jī)制則主要用于提升系統(tǒng)調(diào)度效率，解決電SystemOperator，ESO）提供平衡服務(wù)。BMUESO提交每30min結(jié)算InitialPhysicalNotificatio，IPN，直到日內(nèi)市場(chǎng)每個(gè)結(jié)算期前1以修改初始曲線，直至形成最終運(yùn)行曲線（FinalPhysicalNotification,FPN23BMU還需向ESObioffe）的價(jià)格24ESO需要購(gòu)買平衡服務(wù)時(shí)，會(huì)按照最經(jīng)濟(jì)原則選擇合適的bid/offer報(bào)價(jià)購(gòu)買服務(wù)，并根據(jù)

不平衡量和不平衡單價(jià)進(jìn)行結(jié)算，除了購(gòu)買平衡服（包括頻率響應(yīng)和備用等），德國(guó)采用了一種較為去中心化的、分散式的平衡模式，平衡責(zé)任由BG承擔(dān)。而英國(guó)采用了先分散后集中的平衡模式，平衡責(zé)任由ESO承擔(dān)，BMU在提交FPN后不再進(jìn)行自調(diào)度或者交易，重在根據(jù)ESO的需求提供上調(diào)或者下調(diào)服務(wù)，協(xié)助確保系統(tǒng)的穩(wěn)定平衡26。英國(guó)的平衡機(jī)制基于全國(guó)統(tǒng)一的調(diào)度管理和電電等提供平衡服務(wù)。平衡機(jī)制設(shè)定合理的投標(biāo)和結(jié)省調(diào)度分級(jí)承擔(dān)平衡責(zé)任”28。平衡市場(chǎng)建設(shè)處于跟蹤系統(tǒng)負(fù)荷的峰谷變化及可再生能源出力變化，并網(wǎng)主體根據(jù)調(diào)度指令進(jìn)行的發(fā)用電功率調(diào)整或設(shè)備啟停所提供的服務(wù)”29營(yíng)主體（）申報(bào)調(diào)整質(zhì)是省間的電能量互濟(jì)交易30，比如西北省間實(shí)時(shí)平衡市場(chǎng)31、華中電力調(diào)峰市場(chǎng)32、華東電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)等33。

現(xiàn)貨正式運(yùn)行和連續(xù)結(jié)算試運(yùn)行的省份，現(xiàn)貨調(diào)峰市場(chǎng)功能由現(xiàn)貨市場(chǎng)承擔(dān)，在現(xiàn)貨結(jié)算時(shí)設(shè)置確定的規(guī)則，單獨(dú)記錄每個(gè)結(jié)算項(xiàng)目、分類疏導(dǎo)，向35德國(guó)的電力平衡機(jī)制，基于電網(wǎng)分區(qū)結(jié)構(gòu)和調(diào)度運(yùn)行引導(dǎo)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(wù)。育、權(quán)責(zé)分配、以及同現(xiàn)貨市場(chǎng)的時(shí)序安排等方面進(jìn)責(zé)任下沉至新型經(jīng)營(yíng)主體36，以便調(diào)動(dòng)儲(chǔ)能等分散資源的平衡價(jià)值37；二是提出統(tǒng)一明確的不平衡成本計(jì)算方38；三是構(gòu)建更加系統(tǒng)完備的平衡體系，合理運(yùn)用不平衡結(jié)算機(jī)制推動(dòng)主體第二第二 全球經(jīng)驗(yàn)與中國(guó)啟示適應(yīng)高比例可再生能源的機(jī)制設(shè)應(yīng)對(duì)超短期靈活性需求提升的輔助服務(wù)市場(chǎng)（小時(shí)級(jí)至15分鐘以上的電源和負(fù)荷波動(dòng)，確保供需平衡，電力系統(tǒng)還需要應(yīng)對(duì)超（的系統(tǒng)有功平衡以確保頻率穩(wěn)域的功率不平衡，可以通過傳輸線路向其他區(qū)域擴(kuò)性大停電。隨著可再生能源在電力系統(tǒng)中占比的增超短期靈活性39力系統(tǒng)難以經(jīng)濟(jì)高效地實(shí)現(xiàn)大規(guī)模新能源的消納并針對(duì)分鐘級(jí)和秒級(jí)的靈活性需求，不僅需要精準(zhǔn)高效的現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格信號(hào)，更需要相應(yīng)的靈活性產(chǎn)品或輔助服務(wù)。電力輔助服務(wù)是指為維持電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行，保證電能質(zhì)量，促進(jìn)清潔能源消電廠等發(fā)電側(cè)并網(wǎng)主體，電化學(xué)、壓縮空氣新型儲(chǔ)能，傳統(tǒng)高載能工業(yè)負(fù)荷、工商業(yè)可中斷負(fù)荷、電動(dòng)汽車充電網(wǎng)絡(luò)等能夠響應(yīng)電力調(diào)度指令的（含通過聚合商、虛擬電廠等形式聚合）提供的服務(wù)。調(diào)頻和爬坡是兩類有功平衡輔助服

體通過調(diào)速系統(tǒng)、自動(dòng)功率控制等方式，調(diào)整有功出力減少頻率偏差所提供的服務(wù)。爬坡是指為應(yīng)對(duì)可再生能源發(fā)電波動(dòng)等不確定因素帶來的系統(tǒng)凈負(fù)荷短時(shí)大幅變化，具備較強(qiáng)負(fù)荷調(diào)節(jié)速率的并網(wǎng)主體根據(jù)調(diào)度指令調(diào)整出力，以維持系統(tǒng)功率平衡所提供的服務(wù)41市場(chǎng)建設(shè)，能夠有效調(diào)動(dòng)各類靈活性資源發(fā)揮調(diào)節(jié)價(jià)值，維持電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行，促進(jìn)可再生能源消納。澳大利亞是全球可再生能源發(fā)展的先驅(qū)。在2024116日午后1點(diǎn)，澳大利亞國(guó)家電力市場(chǎng)NationalElectricityMarkeNE可再生能源發(fā)電功率達(dá)到23.49總發(fā)電功率的75.643%19%光伏地1%42。（AustraliaEnergyMarketCommittee，2（增的6種調(diào)頻輔助服務(wù)的基礎(chǔ)上，2023年10力市場(chǎng)設(shè)立了新的調(diào)頻輔助服務(wù)品種——1秒鐘調(diào)頻（Raise1Sec,Lower1Sec）43，用于在南澳州慣量降低的背景下，與6秒鐘調(diào)頻服務(wù)銜接，穩(wěn)定電網(wǎng)頻率。1秒鐘調(diào)頻服務(wù)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(diào)頻市場(chǎng)的容量是50兆瓦，隨著2024年12月9澳洲電力市場(chǎng)設(shè)立的不同時(shí)間尺度的調(diào)頻服務(wù)電網(wǎng)可以根據(jù)實(shí)際的系統(tǒng)狀況，選擇最合適的資源提供調(diào)頻支持，引導(dǎo)不同類型的技術(shù)更精準(zhǔn)的匹配到不同的需求中，以及通過競(jìng)爭(zhēng)機(jī)制找到最優(yōu)的價(jià)5分鐘根據(jù)多樣化需求建立的調(diào)頻輔助服務(wù)市場(chǎng)還支輔助服務(wù)市場(chǎng)收益是澳大利亞電池儲(chǔ)能系統(tǒng)收入構(gòu)2023（FCAS市場(chǎng)盈利占到NEM網(wǎng)級(jí)儲(chǔ)能收入比重超過50%46同推動(dòng)了儲(chǔ)能系統(tǒng)建設(shè)4

在可再生能源配額政策的推動(dòng)下，2010后，美國(guó)加州的可再生能源迅速發(fā)展，造成電力系統(tǒng)凈負(fù)荷在一天內(nèi)大幅度變化，形成了著名的“鴨針對(duì)可再生能源快速部署和并網(wǎng)帶來的新需（CaliforniaIndependentSystemOperator,CAISO）于2016年在調(diào)頻與備用輔productFRP）FRP有助于幫助電力CAISO的FRP服務(wù)包括向上與向下兩個(gè)方（產(chǎn)品/分鐘，交易在實(shí)時(shí)市場(chǎng)中以15分鐘和5分鐘兩個(gè)時(shí)間尺度開展。能夠提供FRP的FRP單CAISOFRP和其他輔助服務(wù)聯(lián)合出清49FRP本質(zhì)上是補(bǔ)償各類資源預(yù)留FRP容量而未參與電能荷和聯(lián)絡(luò)線等各類可能產(chǎn)生偏差的資源。第二第二 全球經(jīng)驗(yàn)與中國(guó)啟示適應(yīng)高比例可再生能源的機(jī)制設(shè)通過義務(wù)提供、固定補(bǔ)償方式獲取的輔助服務(wù)品種在調(diào)頻服務(wù)方面，省級(jí)調(diào)頻市場(chǎng)一般由省級(jí)電網(wǎng)統(tǒng)一采購(gòu)調(diào)頻服務(wù)，費(fèi)用向省內(nèi)發(fā)電側(cè)或發(fā)用電兩側(cè)分?jǐn)??？梢蕴峁┱{(diào)頻服務(wù)的主體一般為常規(guī)電源機(jī)組，部分省份探索引入儲(chǔ)能、獨(dú)立輔助服務(wù)供應(yīng)商、虛擬電廠等參與調(diào)頻市場(chǎng)。2020年9月，廣東省開始執(zhí)行《廣東調(diào)頻輔助服務(wù)市場(chǎng)交易規(guī)則》51。10余個(gè)地區(qū)都

目前南方區(qū)域運(yùn)行有區(qū)域調(diào)頻輔助服務(wù)市場(chǎng)，按照“日前集中競(jìng)價(jià)+日內(nèi)統(tǒng)一出清”模式組織52，與區(qū)個(gè)爬坡輔助服務(wù)市場(chǎng)53比例可再生能源接入和“多光少風(fēng)”的裝機(jī)結(jié)構(gòu)帶來澳大利亞電力市場(chǎng)以不同時(shí)間尺度的調(diào)頻服務(wù)品種對(duì)引導(dǎo)更精準(zhǔn)的資源匹配。美國(guó)加州電力市場(chǎng)增設(shè)靈活爬坡輔助服務(wù)品種，緩解了電網(wǎng)凈負(fù)荷快速變化的壓動(dòng)了儲(chǔ)能和需求響應(yīng)等靈活性資源的發(fā)展?？赡苡绊懡?jīng)營(yíng)主體參與交易與投資新產(chǎn)能的意愿56收益不確定性增加。伴隨著入市比例的進(jìn)一步提升，可再生能源項(xiàng)目的收益預(yù)期從穩(wěn)定的發(fā)電量乘以固定的補(bǔ)貼價(jià)格的確定模式，變?yōu)椴环€(wěn)定的市場(chǎng)成交量乘以波動(dòng)的電力市場(chǎng)價(jià)格的不確定模式。收益的不確定性風(fēng)險(xiǎn)，將伴隨著電量和電價(jià)的波動(dòng)而加劇57。盈利水平下降。有同時(shí)性和反需求性，其出力高峰期往往發(fā)生在價(jià)格較低的時(shí)段，例如光伏在中午大發(fā)或風(fēng)電在后半58。此地區(qū)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(dòng)性面臨分?jǐn)傁到y(tǒng)平衡成本與偏差結(jié)算等挑戰(zhàn)，這增加固定上網(wǎng)電價(jià)機(jī)制、溢價(jià)補(bǔ)貼、配額制、差價(jià)合益以維持可再生能源的持續(xù)增長(zhǎng)，以及鼓勵(lì)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(jià)合約與長(zhǎng)期購(gòu)電協(xié)議正發(fā)揮成效與發(fā)展概況。差價(jià)合約(ContractforDifference，CfD)為發(fā)（通常為政府簽訂的雙向合同。格，發(fā)電商向政府退還差額62。CfD的結(jié)算基準(zhǔn)是參63CfD門的低碳合約公司與可再生能源發(fā)電企業(yè)簽訂CfD，并管理和分配相應(yīng)的專項(xiàng)預(yù)算66（AllocationRound，AR）2024年9目?jī)r(jià)格遠(yuǎn)低于拍賣價(jià)格的上限67，682030年清潔能源行動(dòng)計(jì)劃69，英國(guó)政府計(jì)劃進(jìn)一步對(duì)差價(jià)英國(guó)的差價(jià)合約政策為可再生能源項(xiàng)目提供價(jià)格確定性以促進(jìn)長(zhǎng)期投資，并通過引入拍賣競(jìng)爭(zhēng)機(jī)第二第二 全球經(jīng)驗(yàn)與中國(guó)啟示適應(yīng)高比例可再生能源的機(jī)制設(shè)時(shí)，雙向性的合約機(jī)制可以減少政府能源支持政策時(shí)，雙向性的合約機(jī)制可以減少政府能源支持政策2022/2023約機(jī)制的支付機(jī)制為政府資金池回流資金70。差價(jià)合約機(jī)制下的預(yù)算分配與拍賣機(jī)制無(wú)法靈活適應(yīng)短期適用于技術(shù)成熟度更高的可再生能源發(fā)電項(xiàng)目，此15（PowerPurchaseAgreement,AP作為買賣雙方在波動(dòng)的電力市場(chǎng)中靈面可以讓用電企業(yè)穩(wěn)定其用能成本7374CfD75。美國(guó)在全球PA204美國(guó)簽訂了9.0吉瓦的企業(yè)可再生能源購(gòu)電協(xié)議，占美洲地區(qū)約97%的份額，全球市場(chǎng)約4%遜Meta和谷歌76。

PPA的合約周期一般在10源的長(zhǎng)期收益預(yù)期和市場(chǎng)信心起到了積極的引導(dǎo)作定的渠道。PPA用風(fēng)險(xiǎn)77，并通過合約條款的設(shè)計(jì)對(duì)風(fēng)險(xiǎn)進(jìn)行分配。這對(duì)于買賣雙方的談判策略，風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估能力都提出中國(guó)可再生能源保障機(jī)制建設(shè)情況及海外經(jīng)驗(yàn)帶來2023年，中國(guó)新能源參與市場(chǎng)化交易的比例達(dá)到約44%78價(jià)”的保障性收購(gòu)模式，過渡到“保障性消納+市場(chǎng)化交易”的模式，并向全面市場(chǎng)化邁進(jìn)源參與電力市場(chǎng)后的價(jià)格普遍走低，加之輔助服務(wù)費(fèi)用分?jǐn)?、系統(tǒng)偏差考核等因素，其在市場(chǎng)中面臨險(xiǎn)”79中國(guó)的差價(jià)合約主要是購(gòu)售雙方簽訂的市場(chǎng)化CfD2023試行》確針對(duì)不同發(fā)電類型可設(shè)計(jì)不同的政府授權(quán)合約結(jié)算公式802024年廣西電力市場(chǎng)交易實(shí)施方81中提出的針對(duì)新能源的政府授權(quán)合約機(jī)制，以202536083。202590暫定分配政府授084

2022年，《關(guān)于加快建設(shè)全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)體系的指導(dǎo)意見》85性相適應(yīng)的中長(zhǎng)期電力交易機(jī)制，后續(xù)多個(gè)政策文件也提到，鼓勵(lì)可再生能源簽訂較長(zhǎng)期限(多年期)的中長(zhǎng)期合同?；诖耍鄠€(gè)電力企業(yè)與大型電力用戶開始探索PPA交易模式。參照國(guó)外PPA的運(yùn)行PPA有助于緩解可再生能源項(xiàng)目資金回收周期長(zhǎng)、市場(chǎng)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(jià)合約機(jī)制，為可再生能源項(xiàng)目提供價(jià)格確定性以促進(jìn)長(zhǎng)期投資，并通過引入拍賣競(jìng)爭(zhēng)機(jī)的方式商議風(fēng)險(xiǎn)分配機(jī)制，同樣為可再生能源發(fā)電項(xiàng)目提合約為價(jià)格錨。采用競(jìng)爭(zhēng)性拍賣方式開展新建可再生能源約的差價(jià)費(fèi)用不予結(jié)算86PPA重關(guān)注PPAPPA與綠2.4支持可再生能源環(huán)境價(jià)值體現(xiàn)的綠2.4支持可再生能源環(huán)境價(jià)值體現(xiàn)的綠（1間的可再生能源發(fā)電綠色電力證書（下簡(jiǎn)稱綠證1兆瓦同程度的溯源追蹤體系用于對(duì)綠證的生命周期進(jìn)行管控，例如歐洲的能源證書系統(tǒng)、美國(guó)的綠色電力追蹤系統(tǒng)、中國(guó)的國(guó)家綠證核發(fā)交易系統(tǒng)等。這些系統(tǒng)通常運(yùn)用區(qū)塊鏈技術(shù)，記錄了生產(chǎn)綠證的發(fā)電歐盟地區(qū)流通的綠證為原產(chǎn)地證書或稱來源擔(dān)（GuaranteesofOrigin，GO）。所有歐盟成員國(guó)以及挪威、瑞士認(rèn)可和實(shí)施GO制度87。GO具有完備的管理體系，所有GO都要標(biāo)注能源產(chǎn)地、發(fā)電

12個(gè)月88。如果發(fā)電，GO由各國(guó)家的簽發(fā)機(jī)構(gòu)各自發(fā)行和登記，并由發(fā)行機(jī)構(gòu)協(xié)90。新能源發(fā)電企業(yè)或項(xiàng)目業(yè)主是GO的工業(yè)企業(yè)、政府機(jī)構(gòu)和個(gè)人是GO的購(gòu)買方，通常以GO是自愿市場(chǎng)配額義務(wù)的綠證強(qiáng)制市場(chǎng)與GO系統(tǒng)是相互獨(dú)立的，且明確GO不能用在管控特定電力消費(fèi)者的配額機(jī)制G力的證明，將需要在證書系統(tǒng)中核銷相應(yīng)GO91。套政策支持機(jī)制等多種因素共同作用于GO價(jià)格92，2020GO的價(jià)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(jià)格上漲了102023年達(dá)到6.07歐元/兆瓦時(shí)的高點(diǎn)94GO對(duì)于PPA定價(jià)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(guó)的可再生能源證書（RenewableEnergyCertificate，REC），也被稱為綠標(biāo)或可再生能源信用證，最初來源于強(qiáng)制的配額制（RenewablePortfolioStandardRPS）電力供應(yīng)商的綠電供應(yīng)量在規(guī)定期限內(nèi)必須達(dá)到一罰”96的市場(chǎng)，REC正是該市場(chǎng)交易的標(biāo)的物”97REC有唯除了滿足強(qiáng)制性RPSREC還發(fā)展出

REC價(jià)格通常由供需關(guān)強(qiáng)制性的RPS為REC的財(cái)稅關(guān)聯(lián)激勵(lì)政策98和頭部電力消費(fèi)企業(yè)的行業(yè)（NationalRenewableEnergyLaborator，NREL2023970萬(wàn)過自愿綠色電力市場(chǎng)采購(gòu)了約3.19億兆瓦時(shí)的可再生能源，采購(gòu)量是2013年的近5PPA成為其中最主要的綠色電力采購(gòu)方式99。近年來，歐美等國(guó)家和地區(qū)開始探索247小時(shí)級(jí)匹配的綠色電力證書，更加精準(zhǔn)的匹配供需關(guān)系，以滿足實(shí)際的能源需求，從而實(shí)現(xiàn)更高效益的碳減排100，101。用戶協(xié)同承擔(dān)消納責(zé)任102。2021中國(guó)綠色電力交易正式開市易成為電力中長(zhǎng)期市場(chǎng)的一個(gè)交易品種。綠證因此具有了綠電交易中環(huán)境價(jià)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(zhǎng)6倍1051062024半年國(guó)家能源局核發(fā)綠證4.861320年以來累計(jì)核發(fā)綠證的687%107證新政規(guī)定綠證僅2年拋售影響了綠證的總體價(jià)格108證交易均價(jià)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(fā)電項(xiàng)目GO以其完備性、規(guī)范性和高流通性，為企業(yè)和社會(huì)提供了證明其使用可再生能源的有效工具，促進(jìn)了歐洲地區(qū)的可再生能源發(fā)展。美國(guó)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(qiáng)制市場(chǎng)和自愿市場(chǎng)同時(shí)發(fā)揮作用。完善綠證考核和權(quán)責(zé)分配制度。目前的配額制考核沒有把考核責(zé)任完全落實(shí)到電力消費(fèi)主體，企業(yè)支付環(huán)境溢價(jià)的意愿并不強(qiáng)烈。考核責(zé)任權(quán)重的政策導(dǎo)向也存在錯(cuò)配，主要與綠電生產(chǎn)供應(yīng)量掛鉤，未與綠電實(shí)際需求量緊密應(yīng)。在全國(guó)碳市場(chǎng)和地方碳市場(chǎng)試點(diǎn)中，綠證與碳核算和碳市場(chǎng)管理銜接機(jī)制還不統(tǒng)一，難以實(shí)現(xiàn)綠證對(duì)產(chǎn)品碳足跡管理的支撐保障。將綠證交易電量納入節(jié)能評(píng)價(jià)考核指標(biāo)核算，從地方層面缺乏具體的實(shí)踐。實(shí)現(xiàn)真正的“電碳協(xié)同”，還需要不同主管部門更大力度的協(xié)調(diào)推進(jìn)。再次，增強(qiáng)中國(guó)綠證的國(guó)際影響力。不少出口型企業(yè)受國(guó)際相關(guān)減碳約束對(duì)可溯源的綠電需求很大，但目前歐盟實(shí)施的電池法案和碳邊境調(diào)節(jié)機(jī)制等，都尚不承認(rèn)通過綠證或綠電交易認(rèn)證可再生能源電力消費(fèi)的方式，加強(qiáng)相關(guān)國(guó)際合作、打通認(rèn)證通道是未來發(fā)展的必經(jīng)之路。2.5小結(jié)隨著全球能源轉(zhuǎn)型的加速推進(jìn)，可再生能源裝機(jī)比例的不斷提升，推動(dòng)可再生能源參與電力市場(chǎng)不僅是解決愈發(fā)嚴(yán)峻的電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定問題、疏導(dǎo)相應(yīng)平衡成本的關(guān)鍵手段，更是促進(jìn)其長(zhǎng)效可持續(xù)發(fā)展的必要舉措。圍繞系統(tǒng)電力電量失衡、超短期靈活性需求提升、多重市場(chǎng)營(yíng)收風(fēng)險(xiǎn)、環(huán)境價(jià)值體現(xiàn)等在內(nèi)的關(guān)鍵問題，世界各國(guó)紛紛開展了廣泛的探索與實(shí)踐，為中國(guó)的可再生能源市場(chǎng)設(shè)計(jì)提供

中國(guó)正在穩(wěn)步推進(jìn)電力體制改革和電力市場(chǎng)建有成效的案例。這些實(shí)踐探索為中國(guó)的可再生能源向更高比例健康發(fā)展創(chuàng)造了有利條件，為全國(guó)統(tǒng)一第三第三 中國(guó)省級(jí)綠色電力市場(chǎng)建設(shè)進(jìn)中國(guó)經(jīng)濟(jì)社會(huì)發(fā)展以省為主體，電力規(guī)劃、供應(yīng)和安全等均按省實(shí)施管理。同時(shí)，中國(guó)的能源資源與負(fù)荷分布不均衡，各省的可再生能源發(fā)展情況與電力供需情況差異較大。這客觀上決定了中國(guó)的電力市場(chǎng)建設(shè)主要圍繞省級(jí)電力市場(chǎng)展開。在省級(jí)電力市場(chǎng)的建設(shè)進(jìn)程中，同樣面臨著可再生能源大量、快速接入帶來的電網(wǎng)安全穩(wěn)定、電量電力平衡、電源側(cè)營(yíng)收壓力等各類問題與挑戰(zhàn)。為此，各省電力市場(chǎng)從電能量市場(chǎng)、輔助服務(wù)、容量、綠電交易等方面，開展了大量的探索和實(shí)踐，積累了特色的機(jī)制案例和有益的可推廣經(jīng)驗(yàn)。本章從中國(guó)整體的可再生能源消納和參與市場(chǎng)的機(jī)制模式入手，而后聚焦廣東等8個(gè)省(市、地區(qū)）的電力市場(chǎng)中與可再生能源密切相關(guān)的情況。結(jié)合文獻(xiàn)研究與全面深度的專家交流，在挖掘省份特色的同時(shí)，梳理和分析綠色電力市場(chǎng)建設(shè)過程中的共性問題與趨勢(shì)，為下一步的電力市場(chǎng)建設(shè)提供參考和借鑒。

新能源上網(wǎng)電量主要通過保障性收購(gòu)和市場(chǎng)化數(shù)110過市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)形成。隨著新能源發(fā)電量不斷增加，其消納模式也逐參與市場(chǎng)為主111，新能源利用率目標(biāo)適當(dāng)放寬112，障小時(shí)數(shù)不斷降低。特別是在新能源占比高、裝機(jī)增速大的地區(qū)，政策推動(dòng)大部分新能源全面參與市場(chǎng)。中國(guó)電力市場(chǎng)體系建設(shè)的頂層政策《加快建設(shè)全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)體系的指導(dǎo)意見》提出目標(biāo)，到2030年，全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)體系基本建成，新能源新能源市場(chǎng)化交易，包括常規(guī)交易和綠色電力能量交易等，包括現(xiàn)貨和中長(zhǎng)期交易?，F(xiàn)貨電能量2022~2024年全國(guó)省內(nèi)綠電交易數(shù)據(jù)119|202220232024 提升功率預(yù)測(cè)準(zhǔn)確性，鼓勵(lì)其以合理的量?jī)r(jià)申報(bào)參不計(jì)入棄風(fēng)棄光考核機(jī)制；中長(zhǎng)期電能量交易能夠平穩(wěn)市場(chǎng)波動(dòng)，鎖定成本收益，通過分時(shí)段連續(xù)運(yùn)擔(dān)偏差責(zé)任，增強(qiáng)自身管理能力；綠色電力交易是同時(shí)交易電能量與環(huán)境價(jià)值屬性的一類特殊中長(zhǎng)期交富新能源發(fā)電商的盈利模式114。2023年，中國(guó)市場(chǎng)交易電量為56,679.4億千瓦時(shí)，占全社會(huì)用電量的比重約61.4%115源市場(chǎng)化交易電量達(dá)到6,845億發(fā)電量的4.3%11653全國(guó)市場(chǎng)交易量比重約為0.95%12024市場(chǎng)交易電量達(dá)61795易2,048億2023年的3.8倍118。

為推動(dòng)電力系統(tǒng)的低碳轉(zhuǎn)型與新能源的長(zhǎng)足發(fā)制和市場(chǎng)建設(shè)。輔助服務(wù)市場(chǎng)根據(jù)新能源滲透率顯著提升等電力系統(tǒng)新變化帶來的實(shí)時(shí)平衡和安全運(yùn)關(guān)成本向用戶側(cè)疏導(dǎo)。容量機(jī)制針對(duì)未來新容量投典型省級(jí)綠色電力市場(chǎng)建設(shè)情況與8（（1142.08—即年主營(yíng)業(yè)務(wù)收入2000萬(wàn)元及以上的工業(yè)企業(yè)電量占比為新能源發(fā)電量/發(fā)電總量*100%（

這些因素的差異，深刻影響了各?。ǎ┑男履茉慈胧羞M(jìn)展及其配套政策措施，各地新能源（價(jià)格機(jī)制存在差異。將各?。ㄖ饕娏κ袌?chǎng)建設(shè)情況整理對(duì)比如表4，重點(diǎn)比較其電能量市總體而言，電能量市場(chǎng)建設(shè)方面，各省（市、地輔助服務(wù)市場(chǎng)建設(shè)方面，各省（市、地區(qū)）均推動(dòng)有償輔助服務(wù)從補(bǔ)償制向市場(chǎng)化轉(zhuǎn)變，在省級(jí)和區(qū)間等方面存在差異。容量機(jī)制與市場(chǎng)建設(shè)方面，各?。ㄊ小⒌貐^(qū)）均按照國(guó)家要求建立了煤電的容量補(bǔ)償機(jī)制，部分?。ㄊ小⒌貐^(qū)）還建立了氣電、獨(dú)立儲(chǔ)能等的容量機(jī)下文將梳理分析上述八個(gè)省（）新能源機(jī)制進(jìn)行詳細(xì)介紹和比較。

廣東是全國(guó)第一批電能量現(xiàn)貨市場(chǎng)試點(diǎn)地區(qū)，現(xiàn)貨市場(chǎng)在試運(yùn)行多年后于2023年12月轉(zhuǎn)入正式運(yùn)行135。得益于較好的市場(chǎng)環(huán)境，新能源入市后，能夠在市場(chǎng)中獲得公平的競(jìng)爭(zhēng)機(jī)會(huì)。廣東新能源裝機(jī)占比并不高，約為20（2023的調(diào)節(jié)性需求沒有甘肅、蒙西等新能源滲透率較高的地區(qū)大，市場(chǎng)內(nèi)依舊存在容量不小的火電機(jī)組（裝機(jī)占比58%136）來應(yīng)對(duì)新能源增長(zhǎng)帶來的波動(dòng)性風(fēng)險(xiǎn)。結(jié)算為補(bǔ)充的全電量集中式市場(chǎng)。在中長(zhǎng)期市場(chǎng)，交易周期分為年度（多年）、月度、周及日類型，采用雙邊協(xié)商、掛牌交易、集中競(jìng)年度合約電量先轉(zhuǎn)化為分日電量再轉(zhuǎn)化為分時(shí)電第三章|申報(bào)交易日各時(shí)段的可調(diào)容量范圍和價(jià)格，交易中心根據(jù)報(bào)價(jià)和次日的調(diào)頻容量需求最終決定各參與主體的中標(biāo)容量。結(jié)算規(guī)則基于可調(diào)資源的調(diào)頻里程與調(diào)頻容量。調(diào)頻輔助服務(wù)的費(fèi)用由省調(diào)及以上發(fā)電機(jī)組、地調(diào)及以上且容量為30兆瓦及以上風(fēng)力發(fā)電場(chǎng)、10千伏及以上并網(wǎng)的集中式光伏電站、參3110千伏及以上電壓等級(jí)的新能源機(jī)組，目前以“基數(shù)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(chǎng)交易132025220kV實(shí)際上網(wǎng)電量的0%安1380%139。廣東運(yùn)行有省級(jí)調(diào)頻輔助服務(wù)市場(chǎng)與南方區(qū)域省級(jí)調(diào)頻輔助服務(wù)市場(chǎng)的交易品種為二次調(diào)

為了應(yīng)對(duì)新能源不斷增長(zhǎng)帶來的系統(tǒng)充裕度下202150的煤電容量電價(jià)標(biāo)準(zhǔn)為每年每千瓦100元141廣東存有較多的氣電機(jī)組，且氣電機(jī)組較高的邊際發(fā)電成本，使得其在電力市場(chǎng)中生存較為困難。因此，廣東允許氣電機(jī)組以與煤電機(jī)組同樣的補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)來回收機(jī)組的固定投資成本142。易被細(xì)分為雙邊協(xié)商、集中交易等方式143。2024年1-6月，廣東省累計(jì)綠電成交電量51.8億千瓦時(shí)144，截至202471.65億千瓦時(shí)145。廣東2025年度綠電雙邊協(xié)商交易成交電量40.5930.64386.58厘/16.98成交均價(jià)577厘/44.%14614至2024年1222025年綠電零售合同簽約電量規(guī)模超過00148。第三第三 中國(guó)省級(jí)綠色電力市場(chǎng)建設(shè)進(jìn)2024年8量及其來源等150，溯源流程和報(bào)告內(nèi)容符合國(guó)家的規(guī)范要求，為用戶提供了證明其綠色電力消費(fèi)的透明可靠工具。布式新能源以聚合虛擬電廠方式參與現(xiàn)貨電能量交作為新能源快速發(fā)展但滲透率尚不高、電力市廣東在綠色電力市場(chǎng)建設(shè)方面有以下幾點(diǎn)特色：

2023年底省內(nèi)煤電裝機(jī)占比54.2%154，新能源裝機(jī)占比3.%155202323外送電量占比全省發(fā)電總量的35.3%1562024年綠電外送交易電量保持全國(guó)第一157積極引導(dǎo)新能源更大規(guī)模入市，110積極引導(dǎo)新能源更大規(guī)模入市，110千伏等級(jí)的新能源機(jī)組將進(jìn)入現(xiàn)貨市場(chǎng)，220千伏及以上等級(jí)的保價(jià)收購(gòu)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(xiàn)貨電能量交易和綠電交易；3.2.22023年12月，山西電力現(xiàn)貨市場(chǎng)正式運(yùn)行，是國(guó)內(nèi)第一個(gè)轉(zhuǎn)正運(yùn)行的市場(chǎng)。山西現(xiàn)貨市場(chǎng)的核心153。山電量競(jìng)價(jià)”的模式運(yùn)行。在中長(zhǎng)期市場(chǎng)，交易周期分為多年、年度、月期合約分解為每天24點(diǎn)曲線，以銜接現(xiàn)貨市場(chǎng)。新能源參與省內(nèi)現(xiàn)貨市場(chǎng)時(shí)優(yōu)先出清，以“報(bào)量不報(bào)價(jià)”方式全電量作為價(jià)格接受者參與交易。在參與省間現(xiàn)貨的度電收益略高于省內(nèi)交易158。在市場(chǎng)準(zhǔn)入方面，山西制定了具有地區(qū)特色的規(guī)則，省內(nèi)的平價(jià)新能源可自愿選擇是否進(jìn)入現(xiàn)貨市場(chǎng)159，若選擇不參與市場(chǎng)則以燃煤基準(zhǔn)價(jià)全額收購(gòu)。含補(bǔ)貼的項(xiàng)目?jī)?yōu)先進(jìn)入市場(chǎng)，若項(xiàng)目獲得了基數(shù)電量，則基數(shù)電量以外的電量參與市場(chǎng)交易；未分配基數(shù)電量的項(xiàng)目以全電量參與現(xiàn)貨市場(chǎng)。2023年，新能源在山西現(xiàn)貨市場(chǎng)中的收益下降，現(xiàn)貨度電收入年度均價(jià)為272.99元/兆瓦332元/兆瓦時(shí)的燃煤基準(zhǔn)電價(jià)160。此外，新能源的出力反調(diào)峰特點(diǎn)，拉大了現(xiàn)貨市場(chǎng)的峰谷價(jià)差，使得收益進(jìn)一步下降。2023年，山西現(xiàn)貨分時(shí)均價(jià)峰谷價(jià)差為286.80元/兆瓦時(shí)，峰谷價(jià)差率為57.89%161。山西的輔助服務(wù)市場(chǎng)包括二次調(diào)頻和正備用兩二次調(diào)頻市場(chǎng)的參與主體為火電企業(yè)與新型儲(chǔ)能等，市場(chǎng)僅以調(diào)頻里程計(jì)價(jià)，調(diào)頻產(chǎn)生的費(fèi)用由發(fā)用兩側(cè)分?jǐn)?，按發(fā)電側(cè)未參與電能量市場(chǎng)的總上

側(cè)，扶貧等特殊項(xiàng)目不參與分?jǐn)偂?024二次調(diào)頻的交易實(shí)施細(xì)則進(jìn)行了修訂，將峰期報(bào)價(jià)由此前的5-30元/兆瓦162調(diào)整至5-15元/兆瓦163。正備用市場(chǎng)的參與主體包含可提供備用資源的發(fā)用兩側(cè)主體。正備用補(bǔ)償費(fèi)用最終由發(fā)電企業(yè)（含火電和新能源）與批發(fā)市場(chǎng)電力用戶各承擔(dān)50%164。山西省的煤電容量電價(jià)標(biāo)準(zhǔn)為每年每千瓦100建立既有煤電機(jī)組的容量補(bǔ)償價(jià)格動(dòng)態(tài)調(diào)整機(jī)制，并逐步向能夠反映其他電源主體容量?jī)r(jià)值的補(bǔ)償機(jī)容量市場(chǎng)機(jī)制設(shè)計(jì)研究。二是進(jìn)一步落實(shí)和完善省間容量電價(jià)機(jī)制設(shè)計(jì)，促成送受雙方在外送電力合約中明確容量電價(jià)履約責(zé)任和電費(fèi)計(jì)算方式，強(qiáng)化外送電容量?jī)r(jià)值體現(xiàn)。由于本省用戶的綠電消費(fèi)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(guī)模已達(dá)75382024年12月，山西發(fā)布了修訂后的中長(zhǎng)期交易實(shí)施細(xì)則，將綠電交易規(guī)則作為專章融入了中長(zhǎng)期（即平價(jià)新能源），綠電交易周期與省內(nèi)中長(zhǎng)期交易周期基本保持一前，平價(jià)新能源的環(huán)境溢價(jià)形成方式為綠電交易綜合價(jià)格減去保障性收購(gòu)上網(wǎng)電價(jià)；未來帶補(bǔ)貼項(xiàng)目參與綠電交易后，原則上調(diào)整至綠電交易綜合價(jià)格第三第三 中國(guó)省級(jí)綠色電力市場(chǎng)建設(shè)進(jìn)與省內(nèi)其他中長(zhǎng)期交易均價(jià)的差價(jià)166。山西省能源局明確自2025年1山西創(chuàng)新提出了綠證偏差處理機(jī)制，以解決綠電交易合同執(zhí)行時(shí)產(chǎn)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(jī)占比都比較高的典型電力送端省份，山西電力市場(chǎng)在應(yīng)對(duì)逐年增長(zhǎng)的新能源滲透率時(shí)開展了以下幾方面的特色工作：省內(nèi)現(xiàn)貨交易優(yōu)先保障新能源消納，允許新能源以“報(bào)量不報(bào)價(jià)”模式作為價(jià)格接受者參與提升新能源在省間交易中的占比，發(fā)揮新開拓正備用輔助服務(wù)市場(chǎng)，應(yīng)對(duì)外送占比提升、新能源快速增長(zhǎng)導(dǎo)致的系統(tǒng)頂峰備用資源短缺壓力；創(chuàng)新綠證偏差處理機(jī)制，增強(qiáng)了綠電交易分布式新能源可自愿選擇以獨(dú)立或聚合方20249月，甘肅成為中國(guó)第四個(gè)現(xiàn)貨轉(zhuǎn)入正式運(yùn)行的省份。甘肅是新能源大省，截至2023底，新能源裝機(jī)占比超過57%，新能源發(fā)電量占比超過30%。截至2024年10月，甘肅省新能源裝機(jī)和

發(fā)電量占比均位居全國(guó)第二168。較高比例新能源疊加省內(nèi)負(fù)荷需求不高，甘肅新能源消納具有一定難度，因此以市場(chǎng)化手段推動(dòng)新能源消納是甘肅電力市場(chǎng)最顯著的特征。甘肅要求所有新能源發(fā)電機(jī)組均參與現(xiàn)貨市僅參與出清但不參與結(jié)算，其余新能源項(xiàng)目均需參與現(xiàn)貨結(jié)算169電量競(jìng)價(jià)”模式參與電能量市場(chǎng)?，F(xiàn)貨市場(chǎng)采用分區(qū)定價(jià)模式將省內(nèi)分為河?xùn)|與河西兩個(gè)區(qū)域，以反映河?xùn)|和河西兩地的電力供需差異170市場(chǎng)在處理新能源實(shí)時(shí)偏差時(shí)，給予了新能源更大（新能源少發(fā)允許范圍，通過這種方式保護(hù)新能源機(jī)組免于受到較為極端的偏差懲罰。針對(duì)風(fēng)電天然波動(dòng)性更強(qiáng)的特點(diǎn)，市場(chǎng)還給予風(fēng)電場(chǎng)站相較于光伏場(chǎng)站額外10%的負(fù)向允許，為風(fēng)電機(jī)調(diào)峰容量是甘肅建設(shè)的具有地區(qū)特色的市場(chǎng)機(jī)制。調(diào)峰容量市場(chǎng)本質(zhì)上屬于以機(jī)組容量計(jì)價(jià)的深度調(diào)峰輔助服務(wù)。調(diào)峰容量市場(chǎng)對(duì)儲(chǔ)能出臺(tái)了激勵(lì)峰響應(yīng)補(bǔ)償費(fèi)用由發(fā)用兩側(cè)按月分?jǐn)傊Ц?，填谷響甘肅的煤電容量電價(jià)標(biāo)準(zhǔn)為每年每千瓦100元。甘肅省綠電交易持續(xù)擴(kuò)容，2024年省內(nèi)綠電交易量11.14億千瓦時(shí)，同步增長(zhǎng)1.58倍；省間綠電交易量11.062025年與多個(gè)省市達(dá)成總計(jì)超過400億千瓦時(shí)的綠電合約電量172。

允許發(fā)用兩側(cè)主體均以“報(bào)量報(bào)價(jià)”形式創(chuàng)新“省內(nèi)用電負(fù)荷+聯(lián)絡(luò)線外送計(jì)劃”模2010年就蒙西地區(qū)電能量市場(chǎng)采用“中長(zhǎng)期金融性合約+現(xiàn)貨全電量競(jìng)價(jià)”的模式。與現(xiàn)貨市場(chǎng)銜接時(shí)，日前市場(chǎng)不與中長(zhǎng)期市場(chǎng)進(jìn)行場(chǎng)進(jìn)行差價(jià)結(jié)算。179在新能源參與市場(chǎng)方面，蒙西將除扶貧、分布源同臺(tái)競(jìng)爭(zhēng)的電能量市場(chǎng)。蒙西通過逐年減少新能2022年的900小時(shí)降至2024年的250小時(shí)181，182。為減少新能源入市后面臨的風(fēng)險(xiǎn)，蒙西制定了新能源風(fēng)險(xiǎn)防范機(jī)制，當(dāng)結(jié)算價(jià)格偏離中長(zhǎng)期合同價(jià)格一定比例時(shí)，進(jìn)行相應(yīng)電費(fèi)補(bǔ)償或回收，相關(guān)費(fèi)用則由煤電分?jǐn)?83。2024年9月，內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局發(fā)布《關(guān)于調(diào)整優(yōu)化2024年蒙西電力市場(chǎng)交易機(jī)制的

通知》，提出按照補(bǔ)貼和無(wú)補(bǔ)貼新能源項(xiàng)目，分類執(zhí)行新能源風(fēng)險(xiǎn)防范機(jī)制184。蒙西的輔助服務(wù)市場(chǎng)包含調(diào)頻和備用兩個(gè)交易品種。實(shí)際上網(wǎng)電量比例進(jìn)行分?jǐn)?85。頻市場(chǎng)出清后，實(shí)時(shí)電能量市場(chǎng)出清前開展備用出清。備用市場(chǎng)產(chǎn)生的費(fèi)用由除提供備用服務(wù)以外的所有發(fā)電機(jī)組按月度上網(wǎng)電量比例分?jǐn)偂Ｃ晌鞯貐^(qū)的煤電容量電價(jià)標(biāo)準(zhǔn)為每年每千瓦100元。此外，內(nèi)蒙古自治區(qū)對(duì)納入自治區(qū)示范項(xiàng)目的獨(dú)立新型儲(chǔ)能電站給予容量補(bǔ)償，補(bǔ)償上限為每千瓦時(shí)035元，補(bǔ)償期不超過10年186。蒙西地區(qū)也提出逐步推動(dòng)建立市場(chǎng)化的容量成本回收機(jī)制187。2024年2的第三個(gè)綠電交易試點(diǎn)地區(qū)188。2024年，蒙西市場(chǎng)在綠電市場(chǎng)建設(shè)方面，蒙西正推動(dòng)新能源中長(zhǎng)期交易全部轉(zhuǎn)入綠電交易，鼓勵(lì)新能源通過中長(zhǎng)期交易實(shí)現(xiàn)綠色價(jià)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(jià)格依照蒙西電網(wǎng)綠色交易均價(jià)的5%190。蒙西地區(qū)電力總體供大于求且新能源裝機(jī)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(wǎng)在電力交易方面開展了以下特色工作：推動(dòng)新能源更大規(guī)模入市，將幾乎所有集中式新能源項(xiàng)目都納入市場(chǎng)，并放開新能源交易比例限制；推動(dòng)新能源中長(zhǎng)期交易全部以綠電交易方建立新能源入市風(fēng)險(xiǎn)防范機(jī)制，將新能源參與現(xiàn)貨市場(chǎng)的收益控制在合理區(qū)間。

2023浙江新能源累計(jì)裝機(jī)容量達(dá)3,941裝機(jī)的約30.14%，新能源發(fā)電量占比約57%源裝機(jī)形式以分布式光伏為主，2024年分布式光伏占全省光伏裝機(jī)總量比約79.3%19160%供應(yīng)鏈綠色用能需求等因素影響，企業(yè)對(duì)綠色電力需求較高192源以往作為保障性電源以“保量保價(jià)”模式全額收浙江電能量市場(chǎng)由中長(zhǎng)期市場(chǎng)和處于結(jié)算試運(yùn)電量集中出清”的模式運(yùn)營(yíng)。掛牌交易與滾動(dòng)撮合。格接受者參與市場(chǎng)。實(shí)時(shí)市場(chǎng)允許發(fā)電主體再次申4小時(shí)內(nèi)以5分鐘為周期的超短期功率預(yù)測(cè)。格曲線的合約形式193，是計(jì)劃模式銜接市場(chǎng)的一種過渡模式194電網(wǎng)公司之間簽訂的金融差價(jià)合約，目的是對(duì)沖電力現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格可能出現(xiàn)的波動(dòng)風(fēng)險(xiǎn)195。從2025年府授權(quán)合約+現(xiàn)貨市場(chǎng)”模式參與交易，其中90%分配政府授權(quán)合約執(zhí)行政府定價(jià)，剩余的10%電量以“報(bào)量報(bào)價(jià)”方式直接進(jìn)入現(xiàn)貨市場(chǎng)交易196。浙江的省級(jí)輔助服務(wù)市場(chǎng)僅開展二次調(diào)頻輔助調(diào)頻輔助服務(wù)市場(chǎng)的參與主體為火電、儲(chǔ)能或（具備條件后價(jià)格和調(diào)頻容量，市場(chǎng)按調(diào)頻價(jià)格排序由低到高依可提供至少15萬(wàn)千瓦調(diào)峰能力的燃煤發(fā)電機(jī)組以及用由調(diào)峰需求地區(qū)電網(wǎng)企業(yè)支付后，再向其地區(qū)內(nèi)的發(fā)電機(jī)組或儲(chǔ)能等經(jīng)營(yíng)主體分?jǐn)?97。在華東備用輔助服務(wù)市場(chǎng)，市場(chǎng)起步初期，可參與的經(jīng)營(yíng)主體為30萬(wàn)千瓦裝機(jī)容量以上的煤電機(jī)組、燃?xì)鈾C(jī)組以及單機(jī)大于5萬(wàn)千瓦、具備月調(diào)節(jié)能擴(kuò)大新能源等主體參與備用198。由于是區(qū)域輔助服

2024年，浙江省全年綠電累計(jì)成交電量109.60億千瓦時(shí)，同比增長(zhǎng)40.7%200。浙江省綠電交易包含易的主體為集中式新能源發(fā)電項(xiàng)目和聚合后的分布式新能源項(xiàng)目，交易周期包括年度和月度。綠電零售交易不單獨(dú)組織2025（含綠電）交易創(chuàng)新開展小時(shí)級(jí)的分時(shí)段交易，精準(zhǔn)構(gòu)建發(fā)用兩側(cè)全年中長(zhǎng)期電力曲線，確保年度中長(zhǎng)期交易合約與現(xiàn)貨交易的無(wú)縫銜接，提升電力交易的連貫性與協(xié)同性”201。浙江首創(chuàng)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(shí)202。同一個(gè)分布式項(xiàng)目?jī)H可選擇一個(gè)聚合商建立代理關(guān)分布式項(xiàng)目參與交易時(shí)視為與集中式項(xiàng)目等同地位耦結(jié)算，結(jié)算電量按聚合商向各分布式項(xiàng)目分解后浙江是分布式光伏裝機(jī)大省，也是綠電需求大交易方面開展了以下特色工作：首創(chuàng)分布式項(xiàng)目參與市場(chǎng)的機(jī)制，鼓勵(lì)分布式項(xiàng)目聚合參與綠電交易；第三章|第三章|通過政府授權(quán)合約引導(dǎo)集中式項(xiàng)目“脫保管理。結(jié)算試運(yùn)行階段，江蘇也是近兩年交易規(guī)模最大的重要的制造業(yè)生產(chǎn)基地，用電需求大省，省內(nèi)電力供應(yīng)總體處于供不應(yīng)求的狀態(tài)。江蘇新能源裝機(jī)和發(fā)電量增長(zhǎng)較快，2023年新能源裝機(jī)容量6,214.3834.59%；新能源年發(fā)電量895.34億

量競(jìng)價(jià)”的模式運(yùn)營(yíng)。度交易為輔、月內(nèi)交易調(diào)差連續(xù)運(yùn)營(yíng)的制度，交易方式包括雙邊協(xié)商、集中競(jìng)價(jià)和掛牌交易。中長(zhǎng)期曲線分解后，在已分解的曲線基礎(chǔ)上開展運(yùn)行日分時(shí)段能量塊交易。99%的風(fēng)電與67%的光伏都集中在蘇北地區(qū)，負(fù)荷則主要集中在蘇南地區(qū)203，江蘇設(shè)置了分區(qū)電價(jià)用于緩204205。第三第三 中國(guó)省級(jí)綠色電力市場(chǎng)建設(shè)進(jìn)江蘇積極推動(dòng)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(fēng)800小時(shí)和400小時(shí)，在保障性小時(shí)數(shù)以外的發(fā)電量需要開展保量競(jìng)江蘇省的煤電容量電價(jià)補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為每年每千瓦100元。2024年，江蘇達(dá)成綠電交易電量共127億千瓦時(shí)，同比增長(zhǎng)144207。202410月，江蘇啟動(dòng)分布式新能源聚合參與綠電交易，有效擴(kuò)大省內(nèi)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(dá)成47億千瓦時(shí)209，并提東北等省間綠電交易通道210。布局較多海上風(fēng)電、分布式發(fā)電等資源，相對(duì)于北京、上海，綠電供需壓力有一定緩解?？鐓^(qū)跨省交易用戶判斷三年綠電市場(chǎng)為價(jià)格下行趨勢(shì)，若與發(fā)電側(cè)

在綠電消費(fèi)激勵(lì)與約束方面，2022年江蘇發(fā)改2025年省內(nèi)高耗能企業(yè)電力消費(fèi)中綠色電力占比不低于30%的目標(biāo)211的電力用戶提供補(bǔ)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?zé)o法滿足高額綠電消充分發(fā)掘省內(nèi)綠電供給能力，降低保障小時(shí)數(shù)，加快新能源市場(chǎng)化進(jìn)程，同時(shí)推廣分布式新能源聚合參與綠電交易；提升已有跨區(qū)通道的綠電送電比例，拓展更多跨區(qū)跨省綠電供應(yīng)途徑，開拓西北、東北地區(qū)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(qū)跨省綠電供應(yīng)；實(shí)施用戶綠電消費(fèi)補(bǔ)貼等政策，引導(dǎo)用戶于結(jié)算試運(yùn)行階段。上海外向型經(jīng)濟(jì)特征顯著，對(duì)綠電的需求較大，外資公司是上海綠電消費(fèi)的主力的發(fā)電資源，無(wú)法滿足本地企業(yè)旺盛的需求。2023年新能源發(fā)電量占比不足5%214。上海主要依托跨區(qū)跨省綠電交易來滿足企業(yè)的綠電需求。上海的電能量市場(chǎng)采用“中長(zhǎng)期金融合約+全電量現(xiàn)貨競(jìng)價(jià)”的模式。（多日動(dòng)撮合交易與掛牌交易三種類型。

在第一次結(jié)算試運(yùn)行期間，上海市內(nèi)的調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)已暫停運(yùn)行216上海市的煤電容量電價(jià)補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為每年每千瓦100元。此外，上海實(shí)施氣電調(diào)峰機(jī)組和氣電熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組容量電價(jià)，標(biāo)準(zhǔn)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(wàn)張21810綠色電力交易實(shí)施方案》印發(fā)219，正式引入市內(nèi)綠電交易，2024年全年交易電量0.5億千瓦時(shí)220企業(yè)外購(gòu)綠電碳排放量單獨(dú)核算，由綠電省間交易深度挖掘跨區(qū)直流通道潛力，從華北、西北等多省通過跨區(qū)跨省交易模式購(gòu)入綠電223；拓寬模式224；力中長(zhǎng)期交易基本規(guī)則》和北京市年度電力交易方案開展225，226。

北京市內(nèi)并沒有運(yùn)行省級(jí)輔助服務(wù)市場(chǎng)，但可以參與華北電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)和京津唐電網(wǎng)統(tǒng)一的調(diào)頻輔助服務(wù)市場(chǎng)。是由華北網(wǎng)調(diào)、省調(diào)組織直調(diào)的火電機(jī)組和包括分（（可控負(fù)荷）等負(fù)荷側(cè)調(diào)節(jié)資源以及發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能在內(nèi)的第三方獨(dú)立主體。在京津唐調(diào)頻市場(chǎng)，可參與市場(chǎng)的主體是京津唐電網(wǎng)華北分中心以及北京、天津、冀北電力調(diào)控中心直調(diào)的火電機(jī)組所屬的發(fā)電企業(yè)，調(diào)頻費(fèi)用由發(fā)電廠基于上網(wǎng)電費(fèi)的比例進(jìn)行分?jǐn)?，用戶?cè)不參與分?jǐn)?28。北京市的煤電容量電價(jià)補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為每年每千瓦100元。2024年上半年，北京市完成市場(chǎng)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(shí)同比增長(zhǎng)585%230。北京市將綠電交易并入中長(zhǎng)期交易框架，交易方式為京津唐電網(wǎng)綠電交易和跨區(qū)跨省綠電交易。初期，可參與綠電交易的發(fā)電主體為風(fēng)電、光伏發(fā)電企業(yè)。市場(chǎng)為發(fā)電側(cè)提供了申報(bào)綠證價(jià)格的參考，參考價(jià)為國(guó)網(wǎng)經(jīng)營(yíng)區(qū)平價(jià)綠證市場(chǎng)上一結(jié)算周期的均價(jià)231。在用戶側(cè)，市內(nèi)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(bǔ)貼，以激勵(lì)其消費(fèi)綠電。北京市的試點(diǎn)碳市場(chǎng)履約核算時(shí)，同樣允許使用市場(chǎng)化交易所得綠電量在碳排放核算時(shí)計(jì)為零232。由于北京市電網(wǎng)呈現(xiàn)較為明顯的受端電網(wǎng)特征且市內(nèi)新能源滲透率極低，為滿足市內(nèi)企業(yè)的綠電加強(qiáng)跨區(qū)跨省綠電輸送通道建設(shè)，加強(qiáng)與企業(yè)的跨區(qū)跨省綠電合作，拓展綠電跨區(qū)跨省供給加強(qiáng)與京津唐地區(qū)的市場(chǎng)協(xié)調(diào)聯(lián)運(yùn)，通過大區(qū)輔助服務(wù)市場(chǎng)提供調(diào)峰、調(diào)頻服務(wù)助力本地新能源消納；

典型省級(jí)綠色電力市場(chǎng)共性問題與（發(fā)售一體）現(xiàn)階段中國(guó)綠色電力市場(chǎng)的關(guān)注主要集中在供需關(guān)響經(jīng)營(yíng)主體的綠色電力采購(gòu)策略。經(jīng)營(yíng)主體和相關(guān)方既提到了一些共同趨勢(shì)與挑戰(zhàn)，亦在一些關(guān)鍵問度和市場(chǎng)布局范圍有所不同，下述匯總與分析僅反映大部分經(jīng)營(yíng)主體的經(jīng)驗(yàn)與建議。供需關(guān)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(fù)荷大省資源小省”則普遍面臨綠電資源稀缺的經(jīng)營(yíng)主體普遍反映2024年的綠電供給緊張從全國(guó)范圍來說有所緩解。面向持續(xù)增長(zhǎng)的綠電消費(fèi)需求，經(jīng)營(yíng)主體提出，希望通過提升新能源入市比例、擴(kuò)大跨區(qū)跨省交易規(guī)模、完善通道保障等手段，進(jìn)一步增強(qiáng)需求旺盛地區(qū)的綠電供給，緩解外向型企與供需直接相關(guān)的是市場(chǎng)價(jià)格與預(yù)期。由于綠電供給增加、煤炭?jī)r(jià)格下降等原因，大部分經(jīng)營(yíng)主（電能量）價(jià)格將繼續(xù)下行趨勢(shì)。此2024年對(duì)于綠色溢價(jià)的接受程度相對(duì)減弱，成本在采購(gòu)戶則在交流中指出，提出減排承諾的企業(yè)的綠色轉(zhuǎn)跨區(qū)跨省交易234、多年期綠電交易是經(jīng)營(yíng)主體關(guān)注度最高的市場(chǎng)交易模式?？鐓^(qū)跨省交易是指經(jīng)營(yíng)主體與其他區(qū)域或省份的主體開展的電力交易，是緩解中國(guó)新能源供

需地域錯(cuò)配、促進(jìn)新能源消納和保障供應(yīng)的重要機(jī)制之一。最早的《跨省跨區(qū)電能交易基本規(guī)則（試行）》235于2013年開始執(zhí)行，意在通過市場(chǎng)機(jī)制在更大范圍實(shí)現(xiàn)電力資源優(yōu)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(qū)跨省交易體系。以國(guó)家電網(wǎng)經(jīng)營(yíng)區(qū)域?yàn)槔鐓^(qū)跨省交易主要分為由交易機(jī)構(gòu)負(fù)責(zé)組織的中長(zhǎng)期交易，以及由調(diào)度中心負(fù)責(zé)組織的現(xiàn)貨交易。戰(zhàn)的新措施。跨區(qū)跨省中長(zhǎng)期交易的品種包括電能受理與發(fā)布、交易申報(bào)、交易預(yù)成交、安全校核和交經(jīng)營(yíng)主體呼吁跨區(qū)跨省交易市場(chǎng)信息進(jìn)一步公開透明、促進(jìn)公平競(jìng)爭(zhēng)，增加更加透明的集中競(jìng)價(jià)交易的頻次等。經(jīng)營(yíng)主體也期待交易中心等政策制定者，增加綠色電力跨區(qū)跨省和省內(nèi)的交易頻次、品種和靈活性。綠電交易在跨區(qū)跨省交易中的比重不斷增加。2022為1,500萬(wàn)千瓦時(shí)237，后續(xù)跨區(qū)跨省綠電交易逐步走東、華南地區(qū)輸送了大量的新能源發(fā)電。2024年10電公司達(dá)成5,000萬(wàn)千瓦時(shí)的成交電量238。2024年南方區(qū)域綠電交易電量達(dá)到220.7億千瓦時(shí)，同比增長(zhǎng)富?？稍偕茉措娏ΜF(xiàn)貨交易試點(diǎn)2402021年12有企業(yè)指出，物理通道競(jìng)爭(zhēng)激烈、交易方式靈活度低、交易頻次偏低等是進(jìn)一步實(shí)現(xiàn)跨區(qū)跨省優(yōu)化資源配置的主要卡點(diǎn)。2023年10月，國(guó)家能源局強(qiáng)調(diào)了對(duì)跨省跨區(qū)電力交易與市場(chǎng)秩序的專項(xiàng)監(jiān)管工作242，旨在解決廠網(wǎng)之間存在的突出問題，保障市場(chǎng)成員合法權(quán)益。20245月，國(guó)家能源局《關(guān)于做好新能源消納工作保障新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》指出，優(yōu)化省間電力交易機(jī)制，允許送電方在受端省份電價(jià)較低時(shí)段，通過采購(gòu)受端省份新能源電量完成送電計(jì)劃，不得限制跨省新能源交易243。隨著市場(chǎng)的不斷發(fā)展和完善，預(yù)計(jì)未來跨區(qū)跨省電力交易將在更大范圍內(nèi)發(fā)揮重要作用。另一個(gè)值得關(guān)注的問題是：跨區(qū)跨省交易是全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)建設(shè)的重要組成部分。省間交易與

省內(nèi)交易存在著復(fù)雜的協(xié)同問題。未來隨著市場(chǎng)基礎(chǔ)條件的變化，需要進(jìn)一步加強(qiáng)不同層次市場(chǎng)的相從功能定位上來看，跨區(qū)跨省市場(chǎng)定位于保障國(guó)家能源戰(zhàn)略實(shí)施，實(shí)現(xiàn)大范圍資源優(yōu)化配置，促進(jìn)可再生能源消納，建立資源配置型市場(chǎng)。而省內(nèi)市場(chǎng)定位于通過優(yōu)化省內(nèi)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(chǎng)。在交易時(shí)序方面，跨區(qū)跨省的中長(zhǎng)期交易應(yīng)先于省內(nèi)中長(zhǎng)期交易開展。而現(xiàn)貨交易中，省內(nèi)先依據(jù)省間送受電預(yù)計(jì)劃以及運(yùn)行實(shí)際，形成省內(nèi)開機(jī)方式和發(fā)電計(jì)劃的預(yù)安排，在此基礎(chǔ)上組織跨區(qū)跨省現(xiàn)貨交多年期電力交易是我國(guó)電力中長(zhǎng)期交易的一個(gè)細(xì)分周期品種245。2020年底，國(guó)家發(fā)展改革委和國(guó)家能源局《關(guān)于做好2021年電力中長(zhǎng)期合同簽訂工作的通知》提出鼓勵(lì)簽訂多年期電力交易交易合同予以優(yōu)先安排、優(yōu)先組織落實(shí)、優(yōu)先執(zhí)行?！?462024年，國(guó)家發(fā)展改革委和國(guó)家能源局發(fā)布了《電力中長(zhǎng)期交易基本規(guī)則—綠色電力交易專章》247，鼓勵(lì)發(fā)用雙方簽訂多年期綠色電力購(gòu)買協(xié)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(fā)布了《多年期省間綠色電力雙邊協(xié)商交易協(xié)議參考模板》和《多年期省內(nèi)綠色電力雙邊協(xié)商交易協(xié)議參考模板》248，為經(jīng)營(yíng)主體提供了標(biāo)準(zhǔn)化的合同范本，確保了合同的規(guī)范性和可操作性，降低了履約風(fēng)險(xiǎn)。中國(guó)倡導(dǎo)的多年期綠電交易與海外的PPA具有目發(fā)電收益等方面發(fā)揮積極作用249，都是包含綠電環(huán)境價(jià)值的交易模式，能夠?yàn)槠髽I(yè)提供穩(wěn)定的綠色多年期電力交易可以由發(fā)用雙方或發(fā)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(gòu)買協(xié)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(gòu)量，為企業(yè)實(shí)現(xiàn)自身減碳目標(biāo)或外部強(qiáng)制性要求提供更多確定性。而發(fā)售方關(guān)注合同履約問題，認(rèn)為一年一簽的跨區(qū)跨省協(xié)議比多年期更加靈

活，可以減少協(xié)議觸發(fā)條件被取消和無(wú)法履約的虧（市活的合同條款調(diào)整機(jī)制。發(fā)用雙方均認(rèn)