省级绿色电力市场建设与进展如何？

下文梳理部分省（市、地区）新能源市场化交易的背景、现状与特色机制，重点围绕电能 量、辅助服务、容量和绿电交易四个方面的关键市场 机制进行详细介绍和比较。

一、广东

广东是全国第一批电能量现货市场试点地区， 现货市场在试运行多年后于2023年12月转入正式 运行135。得益于较好的市场环境，新能源入市后， 能够在市场中获得公平的竞争机会。广东新能源 装机占比并不高，约为20%（202 3年），电力系统 的调节性需求没有甘肃、蒙西等新能源渗透率较 高的地区大，市场内依旧存在容量不小的火电机组 （装机占比58%136）来应对新能源增长带来的波 动性风险。 注：如无额外注明，广东省市场相关信息主要来自《广东电 力市场现货电能量交易实施细则（2024年修订）》《广 东电力市场中长期电能量交易实施细则（2024年修订）》 《广东电力现货市场结算实施细则（2024年修订）》《广 东省可再生能源交易规则（试行）》《关于2025年电力 市场交易有关事项的通知》《广东调频辅助服务市场交 易规则（试行）》《关于印发南方区域调频辅助服务市场 交易实施细则（2023 年版）的通知》。

1. 电能量市场 广东构建了以中长期金融性合约为主、现货偏差 结算为补充的全电量集中式市场。 在中长期市场，交易周期分为年度（多年）、月 度、周及日类型，采用双边协商、挂牌交易、集中竞 价、滚动撮合等方式进行。经营主体先签订中长期合 约锁定大部分电量，中长期市场与现货市场衔接时， 年度合约电量先转化为分日电量再转化为分时电 量，实现与现货市场的时序衔接。在现货市场，发电 侧“报量报价”参与日前与实时市场价格申报，用户 侧以“报量不报价”模式作为价格接受者参与市场。 现货市场采用节点电价机制，发电侧按照节点电价结 算，用户侧按照统一结算点电价结算。

110千伏及以上电压等级的新能源机组，目前以 “基数电量+市场化电量”的方式参与中长期市场（包 括绿电交易）与现货市场，其中，220千伏及以上的中 调调管风电场站、光伏电站全部参与市场交易，110千 伏的集中式风电场站、光伏电站计划2025年底前全部 参与市场交易137。基数电量部分为政府指定的固定电 价，实质上属于保障性收购模式的一种，市场化电量 部分衔接中长期与现货模式进行结算。2025年电力市 场交易事项中，广东省下调基数电量，其中220kV及以 上电压等级的中调调管风电场站、光伏电站原则上按 实际上网电量的70%安排138。为保障新能源机组的收 益，新能源需要结算的偏差电量考虑了其波动特性， 为实际偏差电量扣减10%实际上网电量139。

2. 辅助服务市场/机制 广东运行有省级调频辅助服务市场与南方区域 调频、跨省备用辅助服务市场等两级辅助服务市场。 省级调频辅助服务市场的交易品种为二次调 频，以“容量竞标”的方式开展，由经营主体在日前 申报交易日各时段的可调容量范围和价格，交易中 心根据报价和次日的调频容量需求最终决定各参与 主体的中标容量。结算规则基于可调资源的调频里 程与调频容量。调频辅助服务的费用由省调及以上 发电机组、地调及以上且容量为30兆瓦及以上风力 发电场、10千伏及以上并网的集中式光伏电站、参 与广东电力市场化交易的电力用户等共同分摊140。

3. 容量市场/容量电价机制 为了应对新能源不断增长带来的系统充裕度下 降风险，根据发改价格〔2023〕1501号文要求，广东 的煤电容量电价标准为每年每千瓦100元141。考虑到 广东存有较多的气电机组，且气电机组较高的边际 发电成本，使得其在电力市场中生存较为困难。因 此，广东允许气电机组以与煤电机组同样的补偿标 准来回收机组的固定投资成本142。

4. 绿电交易 广东绿电交易分为批发交易和零售交易，批发交 易被细分为双边协商、集中交易等方式143。2024年 1-6月，广东省累计绿电成交电量51.8亿千瓦时144， 截至2024年年底，广东绿电交易累计突破71.65亿千 瓦时145。广东2025年度绿电双边协商交易成交电量 40.59亿千瓦时，同比上升30.64%；电能量成交均价 386.58厘/千瓦时，同比下降16.98%；绿色环境价值 成交均价5.77厘/千瓦时，同比下降44.41%146，147，截 至2024年12月24日，2025年绿电零售合同签约电量 规模超过100亿千瓦时148。 绿电交易结算时，没有参与现货市场的发电机组 按实际上网电量、不含补贴的批复上网电价结算；参 与现货市场的机组按市场规则进行结算。除常规时段 的绿电交易以外，广东还新增了绿电事后交易，以更 灵活的方式为用户的绿电消费需求提供补充149。2024年8月起，广东推出了绿色电力消费溯源报 告，报告记录了用户在一定时间段内的绿色电力用电 量及其来源等150，溯源流程和报告内容符合国家的 规范要求，为用户提供了证明其绿色电力消费的透 明可靠工具。 此外，广东省进一步丰富绿电交易品种，鼓励分 布式新能源以聚合虚拟电厂方式参与现货电能量交 易和绿电交易151。

2.山西

2023年12月，山西电力现货市场正式运行，是 国内第一个转正运行的市场。山西现货市场的核心 呈现是“全电力优化、新能源优先”，围绕“发电侧竞 争、用户侧参与、统一平衡”建立集中式市场153。

1. 电能量市场 山西电能量市场以“中长期金融性合约+现货全 电量竞价”的模式运行。 在中长期市场，交易周期分为多年、年度、月 度、月内等，交易方式为双边协商和集中竞价。中长 期合约分解为每天24点曲线，以衔接现货市场。新 能源参与省内现货市场时优先出清，以“报量不报 价”方式全电量作为价格接受者参与交易。在参与 省间交易时，则以“报量报价”方式参与市场竞价， 省间现货的度电收益略高于省内交易158。 在市场准入方面，山西制定了具有地区特色 的规则，省内的平价新能源可自愿选择是否进入 现货市场159，若选择不参与市场则以燃煤基准价 全 额收购。含补贴的项目优先进入市场，若项目 获得了基数电量，则基数电量以外的电量参与市 场交易；未分配基数电量的项目以全电量参与现 货市场。2 0 2 3年，新能源在山西现货市场中的收 益下降，现货度电收入年度均价为272.99元/兆瓦 时（风电）和247.73元 /兆瓦时（光伏），显著低于 332元/兆瓦时的燃煤基准电价160。此外，新能源 的出力反调峰特点，拉大了现货市场的峰谷价差， 使得收益进一步下降。20 2 3年，山西现货分时均 价峰谷价差为 2 8 6 . 8 0元 /兆瓦时，峰谷价差率为 57.89%161。

2. 辅助服务市场/机制 山西的辅助服务市场包括二次调频和正备用两 类产品。此外，山西参与华北调峰辅助服务市场。 二次调频市场的参与主体为火电企业与新型储 能等，市场仅以调频里程计价，调频产生的费用由 发用两侧分摊，按发电侧未参与电能量市场的总上 网电量和用户侧总用电量比例分摊至发电侧和用户 侧，扶贫等特殊项目不参与分摊。2024年，山西对 二次调频的交易实施细则进行了修订，将峰期报价 由此前的5-30元/兆瓦162调整至5-15元/兆瓦163。 正备用市场的参与主体包含可提供备用资源 的发用两侧主体。正备用补偿费用最终由发电企 业（含火电 和新能 源）与批 发市场电力用户各承 担50%164。

3. 容量市场/容量电价机制 山西省的煤电容量电价标准为每年每千瓦100 元。目前山西正计划开展容量充裕性机制建设，一是 建立既有煤电机组的容量补偿价格动态调整机制， 并逐步向能够反映其他电源主体容量价值的补偿机 制过渡。市场相对成熟、建设边界条件明晰后，启动 容量市场机制设计研究。二是进一步落实和完善省 间容量电价机制设计，促成送受双方在外送电力合 约中明确容量电价履约责任和电费计算方式，强化 外送电容量价值体现。

4. 绿电交易 由于本省用户的绿电消费需求不高，山西的绿 电交易以作为送端省的省间交易为主。2024年，山 西全年外送绿电规模已达75. 38亿千瓦时，位居全 国第一165。 2024年12月，山西发布了修订后的中长期交易 实施细则，将绿电交易规则作为专章融入了中长期 电力交易体系。市场初期，可参与绿电交易的主体主 要为不含补贴的新能源发电企业（即平价新能源）， 绿电交易周期与省内中长期交易周期基本保持一 致，交易品种包括批发与零售、省内与省间交易，目 前，平价新能源的环境溢价形成方式为绿电交易综 合价格减去保障性收购上网电价；未来带补贴项目 参与绿电交易后，原则上调整至绿电交易综合价格与省内其他中长期交易均价的差价166。山西省能源 局明确自2025年1月起，分布式新能源可自愿选择以 独立或聚合方式参与绿电、绿证交易167。 山西创新提出了绿证偏差处理机制，以解决绿 电交易合同执行时产生的绿证偏差。偏差交易以双 边协商为主，作为绿电交易的补充存在。

3.甘肃

2024年9月，甘肃成为中国第四个现货转入正 式运行的省份。甘肃是新能源大省，截至 2 0 2 3年 底，新能源装机占比超过57%，新能源发电量占比 超过30%。截至2024年10月，甘肃省新能源装机和 发电量占比均位居全国第二168。较高比例新能源叠 加省内负荷需求不高，甘肃新能源消纳具有一定难 度，因此以市场化手段推动新能源消纳是甘肃电力 市场最显著的特征。 注：如无额外注明，甘肃省市场相关信息主要来自《甘 肃电力现货市场规则》《甘肃省电力中长期交易实施 细则（试行）》《甘肃省电力辅助服务市场运营规则 （试行）》。

1. 电能量市场 甘肃要求所有新能源发电机组均参与现货市 场，分布式、扶贫、特许经营等特殊新能源发电项目 仅参与出清但不参与结算，其余新能源项目均需参 与现货结算169。新能源以“中长期金融合约+现货全 电量竞价”模式参与电能量市场。 现货市场采用分区定价模式将省内分为河东与 河西两个区域，以反映河东和河西两地的电力供需 差异170。现货交易时发用两侧均“报量报价”。现货 市场在处理新能源实时偏差时，给予了新能源更大 的负向偏差（新能源少发）允许范围，通过这种方式 保护新能源机组免于受到较为极端的偏差惩罚。针 对风电天然波动性更强的特点，市场还给予风电场 站相较于光伏场站额外10%的负向允许，为风电机 组参与市场提供了更多保障171。

2. 辅助服务市场/机制 甘肃的辅助服务市场包含了调峰容量、调频、需 求响应三个交易品种。 调峰容量是甘肃建设的具有地区特色的市场机 制。调峰容量市场本质上属于以机组容量计价的深 度调峰辅助服务。调峰容量市场对储能出台了激励 政策，独立储能也可以单独参与调峰容量市场。甘肃将需求响应也归于辅助服务市场进行管理， 实质上是引导用户侧参与调峰的一种机制。其中，削 峰响应补偿费用由发用两侧按月分摊支付，填谷响 应补偿费用由发电侧按照月度上网电量分摊支付。 3. 容量市场/容量电价机制 甘肃的煤电容量电价标准为每年每千瓦100 元。

4. 绿电交易 甘肃省绿电交易持续扩容，2 0 24年省内绿电 交易量11.14亿千瓦时，同步增长1.58倍；省间绿电 交易量11.06亿千瓦时。多年期省间交易迅速增长， 2025年与多个省市达成总计超过400亿千瓦时的绿 电合约电量172。 甘肃目前并未公布专门的绿电交易规范性文件，而 是将绿电交易作为其省级中长期交易规则的一部分。甘 肃的中长期交易实施规则规定，优先组织无补贴的新能 源项目，带补贴新能源项目作为补充。除此之外，其他规 则参照《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》。

4.蒙西

内蒙古是重要的能源生产基地，是典型的电力送 端省份与新能源装机大省。内蒙古电网分为国网运营 的蒙东电网与自治区自营的蒙西电网。截至2023年12 月25日，蒙西电网新能源统调装机占比达到44.47%， 其中风电装机2,825万千瓦，光伏装机1,638万千瓦176。 其中，蒙西地区的电力市场改革进展较快，2010年就 建立了全国首个电力市场177，目前已形成了“中长期+ 现货+辅助服务”的完整电力市场体系178，地区内现货 市场处于常态化运行阶段，即将转入正式运行。 

1. 电能量市场 蒙西地区电能量市场采用“中长期金融性合约+ 现货全电量竞价”的模式。 在中长期市场，交易周期分为年度、月度和月内 交易，交易方式分为竞价、协商和挂牌交易。中长期 与现货市场衔接时，日前市场不与中长期市场进行 偏差结算，仅开展日前预出清，中长期直接与实时市 场进行差价结算。 在现货市场，发电企业“报量报价”参与，电力用 户“不报量不报价”作为价格接受者参与。蒙西现货 采用了“日前预出清+实时出清”的市场组织方式。日 前市场主要开展预出清、机组组合及发电计划制定， 不产生成交结果，也不进行结算179。蒙西的实时市场 “单结算”模式，与其他省份采取的日前市场与实时 市场两次偏差结算的模式形成鲜明对比180。 在新能源参与市场方面，蒙西将除扶贫、分布 式、特许经营等特殊新能源发电项目以外的所有新能 源机组都纳入中长期与现货市场，建立了火电与新能 源同台竞争的电能量市场。蒙西通过逐年减少新能 源保障性收购小时数的方式倒逼新能源入市，以常规 光伏为例，“保量保价”优先发电利用小时数由2022 年的900小时降至2024年的250小时181，182。为减少 新能源入市后面临的风险，蒙西制定了新能源风险 防范机制，当结算价格偏离中长期合同价格一定比 例时，进行相应电费补偿或回收，相关费用则由煤 电分摊183。2024年9月，内蒙古自治区能源局发布 《关于调整优化2024年蒙西电力市场交易机制的 通知》，提出按照补贴和无补贴新能源项目，分类 执行新能源风险防范机制184。

2. 辅助服务市场/机制 蒙西的辅助服务市场包含调频和备用两个交 易品种。 调频市场采用“日前报价、日内集中出清”的模 式，调频费用由包括火电、新能源在内的发电企业按 实际上网电量比例进行分摊185。 据了解，备用辅助服务已建立但尚未实际运行， 市场采用“日前报价、日内边际出清”的模式，在调 频市场出清后，实时电能量市场出清前开展备用出 清。备用市场产生的费用由除提供备用服务以外的 所有发电机组按月度上网电量比例分摊。

3. 容量市场/容量电价机制 蒙西地区的煤电容量电价标准为每年每千瓦 100元。此外，内蒙古自治区对纳入自治区示范项目 的独立新型储能电站给予容量补偿，补偿上限为每 千瓦时0.35元，补偿期不超过10年186。蒙西地区也 提出逐步推动建立市场化的容量成本回收机制187。4. 绿电交易 2024年2月，蒙西地区成为国网、南网之后国内 的第三个绿电交易试点地区188。2024年，蒙西市场 绿电交易成交总量超900亿千瓦时189。 在绿电市场建设方面，蒙西正推动新能源中长 期交易全部转入绿电交易，鼓励新能源通过中长期 交易实现绿色价值。新能源主体可以选择参加绿电 交易来减少偏差风险，结算电量为实际上网电量、用 户用电量与合约电量三者最小值，偏差价格依照蒙 西电网绿色交易均价的5%190。