2月9日，国家发展改革委与国家能源局联合印发《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（以下简称“136号文”），从宏观层面明确了新能源参与电力市场交易的方向与趋势。这一政策的出台，不仅为新能源项目投资和绿电交易带来了新的机遇与挑战，也为行业参与者提供了重要指引。在此背景下，深刻理解电力市场与新能源投资的经营主体，有望在政策变革中抢占发展先机。
为进一步探讨政策影响与市场建设路径，2月14日下午，国际环保机构绿色和平与苏州高新区（虎丘区）碳中和国际研究院邀请清华四川能源互联网研究院举办“风光加速度：中国省级绿色电力市场建设与企业参与”专题研讨会，并发布合作研究报告《中国省级绿色电力市场建设：现状与展望》（以下简称“报告”）。报告通过重点梳理中国省级绿色电力市场建设相关规则，深入分析其背后的理论逻辑与运作机制，为未来市场建设与企业参与提供了重要参考与借鉴，也帮助经营主体理解政策变迁背后不变的逻辑，并据此制定合理的长期投资和采购策略。 会议由绿色和平东亚气候与能源项目经理唐大旻主持，绿色和平中国总负责人袁瑛、苏州高新区（虎丘区）碳中和国际研究院执行院长张立、清华四川能源互联网研究院副院长刘毅致辞。
绿色和平中国总负责人袁瑛在致辞中提到，中国正在不断拓宽新能源消费的场景与边界，而省级电力市场将在未来发展中发挥至关重要的作用。
苏州高新区（虎丘区）碳中和国际研究院执行院长张立教授在致辞中期待本次研讨会在绿电市场发展逻辑和跨区交易、价格机制等核心议题上开展有科学性与前瞻性的讨论。
清华四川能源互联网研究院副院长刘毅在致辞中强调，报告与国家政策高度契合并提出了未来发展机遇与方向。
绿色和平东亚气候与能源项目主任吕歆和清华四川能源互联网研究院电力市场与碳市场研究所副所长蔡元纪对报告的主要发现进行了解读。
吕歆在发言中分享了报告的设计思路。她提到，新能源的大规模部署和入市需要考量三个现实问题，首先是从世界各国经验来看，新能源本身的发电特性对其长期稳定的收益预期产生影响，机遇与挑战并存；而后聚焦于中国省级绿色电力市场建设，需要在因地制宜发挥地方优势与符合全国电力市场统一规范中找准平衡；最后对于多区域参与市场的经营主体来说，理解各省级市场机制与规则，并灵活的制定多元化的绿电采购策略尤为重要。
在此基础上，吕歆介绍了报告的研究脉络。报告从全球可再生能源发展历程出发，梳理了关键共性问题和典型市场机制设计。同时，选取了中国八个典型省（市、地区）电力市场，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了总结。
蔡元纪在分享报告研究思路时指出，推动可再生能源参与市场是手段而非目的，最终目标是实现可再生能源产业的高质量发展。他强调，以固定价格收购可再生能源的模式，既未体现市场的供需关系，也未明确相关经营主体的责任与义务。
结合海外可再生能源市场化发展案例，蔡元纪从四个方面分析了高比例可再生能源接入电网需解决的问题，包括：应对电力电量失衡的市场及配套机制、提升超短期灵活性需求的辅助服务市场、应对多重市场营收风险的保障机制，以及支持可再生能源环境价值体现的绿证制度。
他提到，中国可再生能源发展经历了从产业探索到产业发展再到产业成熟的转变。报告梳理了中国对相应问题的解决方案，并选取了广东、山西、甘肃、蒙西、浙江、江苏、上海、北京八个典型省（市、地区）的绿色电力市场，对其建设经验、理论逻辑和运作机制进行展开。
通过对比八个省（市、地区）各具特色的市场机制，报告提炼出创新且有效的机制设计，为更广泛的市场提供参考。例如，分布式聚合交易、绿电事后交易、绿证偏差交易、消费侧绿电补贴等探索，为企业多样化的绿电采购策略提供了借鉴与激励。
最后，蔡元纪总结了报告指出的中国省级绿色电力市场面临的问题与挑战，并提出了加强辅助服务市场建设、推广政府授权合约和长期购电协议、强化绿色电力消费场景、推广先进试点经验等政策建议，以及设立100%可再生能源目标、制定多元化绿电采购策略、推动新型绿电消费商业模式等企业建议。
本次嘉宾讨论的环节由两个圆桌组成，其中圆桌1“企业绿电交易经验分享”由《财 经》杂 志高级记者韩舒淋主持，巴斯夫亚太区电力及可再生能源高级经理查琳、腾讯数据中心能源电力专家牛凯、法电新能源企业售电业务高级经理谷雨、绿色和平气候变化与能源转型项目研究员谢雯雯参与讨论。
圆桌2“绿色电力市场建设中的关切问题”由《能 源》杂 志副主编武魏楠主持，华北电力大学专职研究员赵云灏、清华四川能源互联网研究院电力市场与碳市场研究所副所长蔡元纪等嘉宾参与讨论。 靴子落地：136号文将如何影响中国新能源的发展？
136号文的出台，将从多个维度深刻影响未来中国新能源的发展，其中创新地引入机制电价对未来新能源价格、发用双方的精细化管理都将产生重要影响。未来省一级的市场政策也将进一步明确各地区绿色电力市场发展方向。
机制电价：新能源价格新逻辑 136号文不仅明确新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，还引入了机制电价这一重要变革。这一机制与海外电力市场中的差价合约（Contract-for-Difference，CfD）有相似之处，但也存在一定差异。
以英国的CfD为例，参会专家指出，中国的机制电价与英国的CFD在设计和执行上有所不同。针对“价差”的计算方式，英国的CfD基于实时交易价格计算，而中国采用月度平均交易价，这一设计更激励项目参与市场并提高竞争力。她强调，这一政策有助于优化风电和光伏的布局，推动开发者选择高价区域等。
此外，关于机制电价与绿证收益的核算问题也是各方关注的重点。对此，赵云灏表示，绿证与绿电交易将趋向于独立并行，而非市场耦合。他提出，绿电绿证市场可长期独立存在，但未来可在价格机制上进行协同。
此外，对于新能源波动性对系统调节能力带来的挑战这一问题，他表示，随着新能源逐渐成为主力电源，应认可新能源在绿色转型中的积极作用，电力行业需进一步研究新能源出力特性，以电力市场保障新能源的合理收益，多维度细化电力市场运营规则，并在电力市场运营过程中科学地发现灵活性资源的价值，以市场和电价机制引导灵活性资源有效发展。
在讨论PPA中定价格策略的经验时，查琳总结了三个关键点：首先，买卖双方应对未来能源价格有一个一致或稳定的预期；其次，光伏和风电项目在电力市场中的价值差异，合约曲线等因素都将影响定价策略；最后，她认为136号文中的机制电价或将成为未来签署长期PPA的价格锚点，最终将取决于供需关系。她强调，尽管长期PPA的价值在近年来有所体现，但仍需更多政策激励和信贷支持，以体现长期PPA对更多新能源项目开发的推动。
精细化管理的时代已来
对发电企业而言，新能源全面入市是必然的趋势，其对发电企业带来的挑战也是显著的，如何增强市场能力成为关键。谷雨指出，投资前发电企业可通过包括长期购电协议(下称“PPA”)在内的形式与电力用户紧密合作，提前明确消纳方式和机制，以提升市场确定性。此外，投资前的技术准备亦至关重要，未来需细化投前评估环节，尤其是节点级的供需情况。
谷雨指出，在运营期间，由于此后机制电价对标全市场交易均价而非单个场站收入，新能源电站的收入仍很大程度上取决于其市场表现。因此，发电企业需提升电力市场交易相关的能力，包括系统、算法、数据等基础设施及用户粘性、交易策略等能力。
牛凯指出，新文件打破了传统的绿电定价模式，设定了竞价的上下限，这一变化更强调公平竞争，而非依赖补贴电价。他强调，发电和用电双方都需精细化操作，特别是在短期波动和分时电价管理上。传统上对这些因素的忽视可能导致用电成本上升，市场化要求双方在操作上更加细致。 未来省级政策值得关注 在研讨会上，与会专家围绕136号文后续对应各省级相关部门的细化政策展开了深入讨论。谷雨在发言中指出该机制在执行过程中建议与绿电、绿证、PPA等市场机制形成耦合而非互斥，以保证各方应用市场工具的灵活性。他表示，新能源发电企业进一步投资急需确定性，尤其是在电量和电价方面的确定性。因此，该文件为行业发展带来了积极影响，但具体量价及期限尚待各地政策落地。他针对期限方面特别指出，尽管当前文件对存量项目的执行期限尚未明确，但适当延长固定机制电价的执行期限将有助于增强投资信心。此外，新项目将参考同类项目回收投资的期限，其具体定义也建议考虑实际投资的视角，采纳折现回收期等口径。
谢雯雯指出，136号文作为全国顶层设计，赋予了地方较大的自主权，各省市根据顶层设计出台的地方细则将直接影响政策未来的执行效果，除了量、价和执行期限等核心问题外，她举例说明，文件中提出“纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益”在实际操作中将如何落地仍未有明确答案，这类问题为省级市场留下了较大的思考空间，后续地方如何因地制宜设计细则、促进新能源高质量发展值得关注。
查琳则特别提到，未来机制电价的设定将对电能量价格产生深远影响。在当前现货价差较小的情况下，大部分纳入机制的电量，在开展差价结算时可能以补为主。用户分摊系统费用如果太高，可能导致企业总成本上升，这都需要政策制定者进一步权衡。
在场的业内专家也表示，顶层设计对未来供给侧投资的影响主要取决于具体区域情况。整体上，136号文有助于稳定新能源发展预期，而新能源发展速度将受可再生能源电力消纳责任权重完成情况、电网消纳能力、新能源竞争能力和用户侧电价承受能力等多方面影响。在新能源超规模发展的地区，新政策推动新能源理性发展，可能导致发展速度放缓。此外，是否对不同类型的新能源项目进行区分也至关重要。业内专家表示，文件中纳入的分布式光伏、集中式光伏和陆上风电三类项目是否采用统一机制电价竞价，依托成本水平和市场竞争力让市场自主选择，还是区分机制电价竞价场景，仍需各省政策进一步明确。
从“开盲盒”到稳定供应：企业绿电采购的现实难题
查琳分享了巴斯夫在中国绿电采购的经验，她表示，巴斯夫在江苏和广东等省内新能源资源禀赋较好的地区，都通过签订长期PPA做到了较大比例或100%的绿电覆盖。
查琳表示，尽管企业努力挖掘绿电资源，地方也积极推动交易，但仍然存在缺乏稳定供应，通道问题，难以制定可持续的采购计划等挑战，每年只能“开盲盒”期待可用的电量，这使得长期且可持续的采购变得艰难。其次，她强调仅靠自愿驱动无法形成真正的市场需求。企业虽然有碳中和目标，但绿色价值变现不足，因此需要更明确的绿电和绿证消费场景。
牛凯分享了腾讯通过绿电采购为主、分布式自发自用和购买绿证为补充的方式，推动实现2030年100%绿电目标的经验。他强调了几个关键点：首先，企业在实现碳中和目标时，不仅要关注价格，更重要的是用电量的保障。他以广东省的事后交易模式为例，认为在新能源波动、用户计划用电与实际用电存在偏差的客观条件下，这种允许以事后交易来实现100%绿电供应的模式值得推广。
其次，牛凯提到跨省跨区绿电通道中的现实问题，例如部分时段可能面临供应不足的情况。最后他预见，随着AI等技术的快速发展，用电量将持续增长，这将为数据中心企业带来更大的挑战。
