摘要：

在全球气候变化的背景下，中国正加速推进省级绿色电力市场的建设，以应对可再生能源高比例接入的需求。截至2023年，全球可再生能源发电量占总发电量的比例由2014年的22.26%提升至30.24%。当前，能源市场正在向市场化的运营模式转型，2023年新能源市场化交易电量达到6845亿千瓦时，占新能源总发电量的47.3%。在国家顶层设计的指导下，各省根据其独特的资源禀赋和经济发展阶段，探索适合本地市场的机制。广东、山西和甘肃等省在电能量、辅助服务、容量及绿色电力交易方面展现出各具特色的发展。例如，广东省积极引导新能源入市，并增设绿电后期交易以拓展交易渠道；而山西省则优先保障新能源在省内现货交易的消纳，同时探索绿色证书的偏差处理机制，以提高交易规范性。

在实现高比例可再生能源整合的过程中，各省也面临诸多挑战，包括电力电量失衡、短期灵活性需求上升、多重市场收入风险以及环境价值的体现等。针对这些挑战，差价合约和长期购电协议等保障机制正在广泛应用，以提供相应的收益保障。与此同时，中国政府积极推动绿色证书制度的完善，以合理体现可再生能源的环境价值得以促进其市场流通与使用。

展望未来，到2029年全国统一电力市场体系构建的目标逐渐清晰，规范统一的市场规则将成为关键，强调市场机制的灵活性与自调节能力，以促进可再生能源的有效消纳与合理收益。

研究背景

在全球应对气候变化的紧迫背景下，能源行业正经历深刻变革。可再生能源因其清洁与可持续特性，成为各国能源转型的关键。根据国际可再生能源署的数据，截至2023年，全球可再生能源装机容量达到3896.71吉瓦，较2014年增长超过一倍；可再生能源发电量达到8971.25太瓦时，增长率为69.56%。在这一过程中，中国的表现尤为显著，全球可再生能源装机容量和发电量各自占比均超过30%，凸显其在全球能源转型中的重要地位。

与此同时，全球可再生能源发电量的比重从2014年的22.26%提升至2023年的30.24%，其中风电和光伏发电的比例显著上升。然而，传统电力系统在与可再生能源整合方面面临众多挑战，例如资源波动性、地理限制及电网惯量下降等问题。使得中国在电力市场建设中需致力于保障电力安全的基础上，推动绿色电力市场的发展。自2015年起，中国逐步赋予各省设计本地市场的自主权，鼓励各省依据各自的资源特点和经济结构，探索适合自身的绿色电力市场机制，力图提升可再生能源的有效消纳率和市场参与度，以实现到2030年全国可再生能源消费量超过15亿吨标煤的发展目标。

全球经验与中国启示：适应高比例可再生能源的机制设计

在全球可再生能源的大规模部署背景下，各国在应对电力系统稳定性及可再生能源消纳效率方面探索了多样化的市场机制，提供了重要的借鉴。以德国为例，通过电力平衡单元（BalanceGroup,BG）机制提升市场参与主体的平衡责任，增强了电力市场的灵活性与调节能力；英国建立平衡机制，引导主能量市场的短时交易效率，并确立平衡服务的经济性。澳大利亚与加州则专注于满足超短期灵活性需求，澳大利亚设立了六种不同时间尺度的调频辅助服务，加州则以灵活爬坡辅助服务高效应对电网负荷的快速变化。

中国在面对可再生能源投资风险时，选用差价合约（CfD）和长期购电协议，借鉴英国的成功经验，有效稳定了可再生能源电价，推动了新项目的快速发展。如截至2023年底，内蒙古蒙西电网新能源统调装机比重已达到44.47%，风电与光伏装机分别为2825万千瓦和1638万千瓦，展现出强大的发展潜力。该地区通过“中长期金融性合约+现货全电量竞价”模式，推动新能源参与市场竞争，并逐年减少保障性收购小时数，从2022年的900小时降至2024年的250小时，促使新能源更大规模入市，体现市场化发展方向。浙江与江苏省的实践也表明，需加强新能源项目的市场化参与力度，推动新能源实现实质性入市，同时建立合理的风险防范机制，确保经济性与稳定性。

此外，跨省、市电力交易的强化，有助于构建多元化的新能源供给体系，以应对各地区电力供需不平衡问题。因此，全球经验为中国在可再生能源市场机制设计上提供了重要的借鉴，推动高比例可再生能源的可持续发展。

中国省级绿色电力市场建设进展

近年来，中国在省级绿色电力市场建设方面取得了显著成效，特别是在新能源消纳、市场机制优化和政策支持等领域。2023年，新能源市场参与比例已达到约44%，其中市场化交易量为6,845亿千瓦时，占新能源总发电量的47.3%

各省（市、地区）因资源禀赋和经济结构的差异，探索出各具特色的市场机制，广东、山西和甘肃等省份在新能源市场建设中表现突出。广东省的新能源装机容量为4,066.9万千瓦，占总装机的21.1%，且可再生能源消纳灵活性不断增强；山西省的新能源装机容量达到4,990.2万千瓦，成功推动电力市场的发展，甘肃省的新能源发电量则占比高达32.43%。到2023年底，广东等负荷大省和山西、甘肃等新能源输出省份出现了市场化交易的新局面。随着电力现货市场的逐步建立和完善，各省市加速构建以中长期和现货市场相结合的交易体系，优化资源配置。

特别是绿色电力交易方面，2024年，浙江和江苏的绿色电力交易量分别增长了40.7%和144%，其中山西省的“西电东送”交易电量位居全国第一，显示了市场的活跃程度和强劲的需求。国家在政策层面加大了对绿色电力交易的支持，通过一系列指导意见和基本规则，逐步完善电力现货市场和辅助服务市场的运行机制。为实现中国的“双碳”目标提供制度保障，也为全国统一电力市场的构建奠定坚实基础，进一步推动了经济的高质量发展，展现了中国在全球气候治理中的积极角色与责任。

中国省级绿色电力市场问题、挑战与建议

中国省级绿色电力市场建设面临多重问题与挑战，主要集中在电力系统调节能力不足、可再生能源收益不稳定及环境价值体系不完善等方面。

首先，随着可再生能源比例的提升，其间歇性和波动性加大，导致电力电量失衡，增加了电力系统运行风险。这种状况特别体现在火电等平衡资源的需求上升。然而，长期收益的不确定性妨碍了可再生能源的可持续投资，2023年在高峰负荷时段，部分可再生能源项目的市场价格甚至跌至零或负值，进一步加剧了盈利困难。同时，环境价值引导不足和定价机制的多元化导致不同地区环境价值溢价差异，影响了市场的公平性和企业参与的积极性。

为促进绿色电力市场的发展，建议加强辅助服务市场的建设，推动市场化竞价补偿机制，确保新型调节资源的有效参与；稳固可再生能源的长期收益，倡导保障性收购向政府授权合约转变；强化绿色电力消费场景，提升市场需求与环境价格形成的有效性；建立统一的市场体系，总结推广成功的试点经验，以增强市场透明度和各省市之间的协调性。

总之，明确政策与市场机制的有效衔接将对推动可再生能源在电力市场中的进一步发展至关重要。

结尾：

在全球气候变化的背景下，中国省级绿色电力市场的建设正朝着高效、可持续的方向不断推进。各省根据自身的资源禀赋和经济发展阶段，积极探索适合本地的市场机制，展现出多样化的发展模式。未来，中国将继续致力于构建全国统一的电力市场体系，推动绿色电力市场的健康发展。通过总结和推广成功的试点经验，完善辅助服务市场与绿色电力消费场景，将进一步提升市场的透明度和公平性。

       原文标题 : 行业报告 | 中国省级绿色电力行业市场建设：现状与展望