截至2024年底，全国光伏、风电装机容量已达14.1亿千瓦，占发电总装机的42%，新能源发电量突破3.3万亿千瓦时。政策层面，国家发改委“136号文”终结新能源固定电价时代，推动电力现货市场加速落地——山西、广东等8省现货市场已转入正式运行，浙江、湖北等省连续结算试运行，带动绿电交易规模同比激增144%。
这场改革背后，是“双碳”目标下全国统一电力市场的迫切需求，也是省级市场从分散探索到协同破局的转折点。
各省因地制宜构建差异化交易机制：广东、浙江等负荷大省聚焦绿电消费场景创新，浙江绿电交易量增长40.7%，江苏通过分布式聚合交易实现工商业用户直接购电；
山西、甘肃等资源大省则优先保障新能源消纳，甘肃新能源发电占比达32.43%，现货市场出清价格引导储能灵活调度。
但区域规则差异形成隐忧——市场主体报量报价方式、偏差考核标准等存在“一省一策”现象，跨省交易面临规则冲突，某风电企业因三省结算规则不同损失超千万。
市场化转型倒逼行业直面三大痛点：一是收益稳定性下降，山西某光伏电站高峰时段电价跌至0.02元/度，仅为保障收购价的1/10；二是系统调节能力不足，内蒙古西部火电调峰机组缺口达30%，弃风率回升至4.7%；
三是环境价值体系割裂，广东绿证溢价达0.12元/度，而山西仅为0.03元/度，“三者取小”核发机制导致资源浪费。这些矛盾在新能源装机占比超50%的宁夏、青海等地尤为突出。
政策端正构建“四维解决方案”：建立跨省辅助服务市场，山西已试点火电与储能联合调频收益分成模式；推广政府授权购电合约，甘肃为风电项目锁定10年期保底收益；打通绿电-碳市场衔接，上海钢铁企业通过绿证抵扣碳排放量节省成本3200万元；
加速西部可再生能源数据中心建设，宁夏算力中心绿电直供比例提升至65%。企业端则涌现新商业模式：某新能源集团通过“区块链+智能电表”实现分布式光伏跨省交易，度电收益提升0.15元。
随着《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》落地，省级市场将进入规则校准期。预计2025年绿证核发量突破5亿张，长三角区域市场启动跨省现货联调，液冷技术使数据中心能耗降低40%。
这场变革不仅是电价机制的重构，更是能源治理能力的升级——唯有平衡好区域特色与全国协同、短期阵痛与长期收益，才能实现“双碳”目标下的高质量发展。
