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一、我國(guó)新能源參與電力市場(chǎng)現(xiàn)狀分析

（一）我國(guó)新能源參與電力市場(chǎng)發(fā)展概況

1.新能源入市節(jié)奏進(jìn)一步加快

電力市場(chǎng)規(guī)模持續(xù)增長(zhǎng)，2023年全國(guó)市場(chǎng)交易電量5.67萬(wàn)億千瓦時(shí),占全社會(huì)用電量比重為61.4%,同比增長(zhǎng)7.9%。市場(chǎng)規(guī)模自2016年至今增長(zhǎng)了近5倍。電力市場(chǎng)功能作用也在不斷增強(qiáng)，2023年全國(guó)中長(zhǎng)期交易電量占市場(chǎng)交易電量比重在90%以上，充分發(fā)揮了保供穩(wěn)價(jià)作用。電力現(xiàn)貨市場(chǎng)進(jìn)入正式運(yùn)行階段，輔助服務(wù)市場(chǎng)基本實(shí)現(xiàn)全國(guó)覆蓋。

新能源入市節(jié)奏進(jìn)一步加快。自2021年9月啟動(dòng)試點(diǎn)以來(lái)，我國(guó)綠色電力交易政策體系不斷完善，市場(chǎng)規(guī)模持續(xù)擴(kuò)大。2023年全國(guó)新能源市場(chǎng)化交易電量達(dá)6845億千瓦時(shí)，占全國(guó)電力交易量的12%，同比增長(zhǎng)97.5%；占全部新能源發(fā)電的47.3%，同比增長(zhǎng)21.7%。除西藏、青海、吉林、黑龍江、天津5省市外，其他省份的新能源均已進(jìn)入電力市場(chǎng)。

2.新能源交易方式逐步由“保量保價(jià)”向“競(jìng)量競(jìng)價(jià)”過(guò)渡

在新能源發(fā)展的初期，國(guó)家主要通過(guò)電網(wǎng)企業(yè)全額收購(gòu)制度解決新能源電力的消納問(wèn)題。但隨著新能源規(guī)模和占比的逐步提高，該制度已無(wú)法滿足新能源電力消納的新要求，為此引入市場(chǎng)機(jī)制。2024年3月，國(guó)家發(fā)改委發(fā)布《全額保障性收購(gòu)可再生能源電量監(jiān)管辦法》將非水可再生能源上網(wǎng)電量分為保障性收購(gòu)和市場(chǎng)交易兩部分。未來(lái)，電力市場(chǎng)將成為新能源消納的主陣地之一。

目前，新能源占比低的地區(qū)，以“保量保價(jià)”收購(gòu)為主，執(zhí)行批復(fù)電價(jià)；新能源占比較高的地區(qū)，以“保障性消納+市場(chǎng)化交易”結(jié)合方式消納新能源，其中“保量競(jìng)價(jià)”電量參與電力市場(chǎng)，由市場(chǎng)形成價(jià)格。隨著新能源市場(chǎng)化交易不斷擴(kuò)大，交易方式逐步由“保量保價(jià)”向“競(jìng)量競(jìng)價(jià)”過(guò)渡。

3.綠電綠證交易量升價(jià)跌

綠電綠證交易規(guī)模呈現(xiàn)飛躍式增長(zhǎng)。根據(jù)中電聯(lián)的數(shù)據(jù)，2024年1-10月全國(guó)綠電交易規(guī)模1632.5億千瓦時(shí)，同比增長(zhǎng)294%，見(jiàn)圖1，其中7、8、9、10月單月綠電交易規(guī)模分別提升435.2%、170.1%、168.8%和348%，綠電交易規(guī)模持續(xù)快速增長(zhǎng)。截至2024年10月底，全國(guó)累計(jì)交易綠證3.84億個(gè)（其中隨綠電交易綠證1.95億個(gè)）。以南方區(qū)域?yàn)槔?2023年南方區(qū)域綠電綠證交易量達(dá)95億千瓦時(shí),同比增長(zhǎng)148%;2024年交易量進(jìn)一步擴(kuò)大到903.6億千瓦時(shí),同比增長(zhǎng)超850%。

圖1  2021-2024年綠電交易規(guī)模（億千瓦時(shí)）及交易增速

綠電綠證交易規(guī)模激增，與省級(jí)政府應(yīng)對(duì)能耗“雙控”考核密切相關(guān)。因高耗能企業(yè)強(qiáng)制使用綠電，需求從省級(jí)下沉至高耗能用戶。以浙江、上海、青海、廣東為代表的省份購(gòu)買(mǎi)綠證的積極性大幅提升。

綠證交易價(jià)格大幅下跌。以國(guó)網(wǎng)區(qū)域?yàn)槔?022年，交易綠證145萬(wàn)張，交易均價(jià)28.10元/張；2023年，交易綠證2364萬(wàn)張，交易均價(jià)19.22元/張；2024年截至6月，交易綠證5700萬(wàn)張，交易均價(jià)9.6元/張。2024年底綠證市場(chǎng)供大于求。在中國(guó)綠色電力證書(shū)交易平臺(tái)顯示，綠證在售量為88059794個(gè)，其中綠證掛牌交易價(jià)格最低0.3元/個(gè)，最高價(jià)格為1000元/個(gè)。其中，1元（含）以下的共有144家。綠證價(jià)格下跌，主要是因?yàn)榫G證有效期2年，超過(guò)有效期的綠證，核發(fā)機(jī)構(gòu)將予以核銷(xiāo)。部分企業(yè)對(duì)即將過(guò)期綠證選擇低價(jià)拋售。未來(lái)隨著綠證供求關(guān)系合理化，綠證價(jià)格也將逐步回歸合理水平。

4.新能源入市比例不斷擴(kuò)大

隨著集中式新能源入市比例不斷擴(kuò)大，分布式新能源也紛紛開(kāi)始入市。2024年12月6日，國(guó)家發(fā)展改革委、國(guó)家能源局發(fā)布《關(guān)于做好2025年電力中長(zhǎng)期合同簽約履約工作的通知》（發(fā)改運(yùn)行【2024】1752號(hào)），對(duì)電力中長(zhǎng)期合同的高比例簽約，提高合同簽約質(zhì)量，保障合同高效履約做出了明確的規(guī)定，煤電和用戶側(cè)電力中長(zhǎng)期合同簽約量不低于80-90%；水電和新能源超40%的地區(qū)，年度簽約比例不低于60%。以河北南網(wǎng)為例，要求集中式光伏60%的電量入市，較2024年6月的新能源入市比例提高20%，陸上風(fēng)電30%的電量入市，分布式光伏或分布式風(fēng)電按照20%的電量入市。部分省份新能源入市比例，見(jiàn)表1。

表1  部分省份新能源參與市場(chǎng)比例

（二）典型省份綠電交易分析

1.廣東綠電電力交易價(jià)格跌破燃煤標(biāo)桿電價(jià)

廣東中長(zhǎng)期電力交易規(guī)模不斷擴(kuò)大，但電價(jià)呈顯著下降趨勢(shì)。廣東綠電交易量升價(jià)跌。近3年廣東綠電交易規(guī)模低幅震蕩，交易價(jià)格持續(xù)下跌，甚至跌至燃煤標(biāo)桿電價(jià)以下，打擊市場(chǎng)主體參與積極性。2025年，廣東年度綠電交易規(guī)模為40.59億千瓦時(shí)，同比增長(zhǎng)30%，見(jiàn)圖2，增速較江蘇明顯放緩。

圖2  廣東綠電交易規(guī)模（億千瓦時(shí)）

2025年，廣東綠電交易均價(jià)為392.35元/兆瓦時(shí)，同比下降17%，較燃煤標(biāo)桿電價(jià)低13%，環(huán)境溢價(jià)也在不斷降低。連續(xù)兩年出現(xiàn)腰斬，具體見(jiàn)表2。

表2 廣東綠電交易價(jià)格構(gòu)成（元/兆瓦時(shí)）

2.江蘇省綠電交易需求進(jìn)一步提高

2025年，江蘇綠電環(huán)境溢價(jià)水平遠(yuǎn)高于廣東，將進(jìn)一步刺激綠電市場(chǎng)需求。江蘇2025年的綠電交易成交量迎來(lái)新高，成交量達(dá)到48.78億千瓦時(shí)，同比增長(zhǎng)53.8%，說(shuō)明用戶側(cè)綠電購(gòu)買(mǎi)意愿逐步提升。近4年，綠電成交均價(jià)也創(chuàng)下新低。2025年綠電交易成交均價(jià)424.85元/兆瓦時(shí)，同比下降8%，較燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)溢價(jià)8.7%。其中綠色電力環(huán)境均價(jià)為19.19元/兆瓦時(shí)。由于江蘇省出口外向型企業(yè)較多，對(duì)綠電綠證的需求較高，因此，江蘇未來(lái)綠電市場(chǎng)將進(jìn)一步繁榮。

圖3  2022年-2025年江蘇省年度綠電交易規(guī)模及價(jià)格

3.浙江分布式綠電聚合交易成規(guī)模

2025年浙江綠電交易量突破100億千瓦時(shí)，綠證交易超5000萬(wàn)張。截止2024年12月18日，浙江年度綠電交易累計(jì)成交電量109.60億千瓦時(shí)，同比增長(zhǎng)40.7%；累計(jì)成交綠證5336萬(wàn)張，折合電量533.6億千瓦時(shí)，浙江綠證綠電市場(chǎng)交易增長(zhǎng)迅速。

浙江自2020年11月開(kāi)展首單綠色電力交易至今已4年有余，綠色電力交易市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)整體平穩(wěn)，規(guī)模顯著擴(kuò)大。隨著綠色用能需求持續(xù)擴(kuò)大，2024年浙江累計(jì)參與綠電交易用戶數(shù)量達(dá)2萬(wàn)家，消費(fèi)綠色電力的用戶涉及汽車(chē)制造、家具制造、紡織服裝、化工等多個(gè)行業(yè)。

當(dāng)前，新能源發(fā)電上網(wǎng)補(bǔ)貼政策已逐步減少，而通過(guò)綠色電力交易能夠獲取市場(chǎng)溢價(jià)，提高了發(fā)電企業(yè)參與市場(chǎng)的積極性。浙江的分布式光伏發(fā)展迅速，裝機(jī)規(guī)模多年保持全國(guó)領(lǐng)先，但分布式光伏單個(gè)裝機(jī)規(guī)模小、上網(wǎng)電量難以預(yù)測(cè)，參與常規(guī)市場(chǎng)化交易難度較大。浙江在全國(guó)率先推出“分布式綠電聚合交易”模式，分布式電源通過(guò)聚合參與綠電交易，與集中式項(xiàng)目同場(chǎng)交易，成交電量獲取相應(yīng)的增值收益。截至目前，浙江已有109家分布式聚合商、聚合了2.5萬(wàn)個(gè)電源項(xiàng)目參與綠電交易；交易電量超23.03億千瓦時(shí)，占浙江省內(nèi)綠電交易的22.18%，有力支撐了浙江省內(nèi)綠色電力市場(chǎng)發(fā)展。

（三）我國(guó)分布式能源參與電力市場(chǎng)分析

1.新版分布式管理辦法對(duì)行業(yè)發(fā)展影響

2024年10月10日，國(guó)家能源局對(duì)外發(fā)布了《分布式光伏發(fā)電開(kāi)發(fā)建設(shè)管理辦法（征求意見(jiàn)稿）》，規(guī)定“大型工商業(yè)分布式光伏項(xiàng)目必須全部自發(fā)自用。同時(shí)規(guī)定，同一土地產(chǎn)權(quán)紅線內(nèi)，通過(guò)分期建設(shè)、不同投資主體分別開(kāi)發(fā)等形式建設(shè)的分布式光伏發(fā)電項(xiàng)目，不得新增與公共電網(wǎng)的連接點(diǎn)。”這一變化將帶來(lái)重要影響，具體如下：

（1）自用電較低的大型工商業(yè)分布式光伏企業(yè)將受沖擊

一是對(duì)用電量不足以消納全部發(fā)電量的企業(yè)，若要建設(shè)文件規(guī)定的“大型工商業(yè)分布式光伏”項(xiàng)目，在隔墻售電并未全面開(kāi)放的市場(chǎng)下，將面臨余電無(wú)法上網(wǎng)消納的困境。二是該文件出臺(tái)前，一些大型園區(qū)/廠房的投資主體采取多點(diǎn)分期接入分割大型工商業(yè)項(xiàng)目，也將面臨沒(méi)有變通渠道的困境。三是對(duì)于新建項(xiàng)目，將深刻改變?cè)械耐顿Y收益模式；對(duì)于已建項(xiàng)目，因余電無(wú)法被充分利用，導(dǎo)項(xiàng)目投資回收期延長(zhǎng)，面臨更大的投資風(fēng)險(xiǎn)，降低市場(chǎng)投資熱情。

（2）有望帶動(dòng)大型工商業(yè)分布光伏項(xiàng)目的配儲(chǔ)需求

因大型工商業(yè)分布式光伏項(xiàng)目必須全部自發(fā)自用，對(duì)于無(wú)法完全消納發(fā)電量的企業(yè)來(lái)說(shuō)，部分大型工商業(yè)項(xiàng)目有望通過(guò)配儲(chǔ)實(shí)現(xiàn)全部發(fā)電自用，或帶動(dòng)部分工商配儲(chǔ)需求。

（3）促進(jìn)分布式光伏技術(shù)進(jìn)步并創(chuàng)造新的市場(chǎng)需求

文件明確要求新增分布式光伏項(xiàng)目符合“可觀、可測(cè)、可調(diào)、可控”要求，且對(duì)存量分布式光伏也提出了改造要求，旨在提升分布式光伏管理水平，推進(jìn)電網(wǎng)公司新型電力系統(tǒng)建設(shè)的精益化調(diào)度管理。目前多個(gè)省份如江蘇、陜西、江西、河南、安徽、山東等已經(jīng)開(kāi)始要求新建分布式光伏項(xiàng)目應(yīng)具備“四可”功能，這將成為分布式光伏技術(shù)發(fā)展的新趨勢(shì)，為開(kāi)展分布式光伏項(xiàng)目創(chuàng)造新的效益增長(zhǎng)點(diǎn)。

（4）助推分布式光伏參與電力市場(chǎng)化交易

文件中規(guī)定，分布式光伏發(fā)電項(xiàng)目可以獨(dú)立或通過(guò)微電網(wǎng)、源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體化、虛擬電廠聚合等方式公平參與電能量、輔助服務(wù)等各類(lèi)電力市場(chǎng)交易。由于余電上網(wǎng)受限，將倒逼大型工商業(yè)分布式光伏項(xiàng)目通過(guò)參與綠電市場(chǎng)交易，促進(jìn)分布式光伏消納，增加項(xiàng)目新的收益途徑。目前，河北南網(wǎng)、冀北電網(wǎng)已經(jīng)出臺(tái)分布式入市相關(guān)政策文件，后續(xù)分布式新能源市場(chǎng)化交易有望不斷擴(kuò)容。

2.河北省分布式光伏入市實(shí)際運(yùn)行情況分析

2024年11月19日，河北省發(fā)改委發(fā)布《河北南網(wǎng)分布式光伏參與電力市場(chǎng)工作方案的通知》，正式給出了河北南網(wǎng)范圍內(nèi)，分布式光伏參與電力市場(chǎng)化交易的時(shí)間表。文件規(guī)定河北南網(wǎng)范圍內(nèi)分布式光伏入市的原則是先增量后存量、先商用后戶用、先試點(diǎn)后推廣；從2027年開(kāi)始，除自然人戶用之外，其他全部分布式光伏項(xiàng)目、全部電量均要入市。其中，工商業(yè)分布式光伏2024年按上網(wǎng)電量20%開(kāi)展入市試點(diǎn)。

表3 河北分布式光伏參與電力市場(chǎng)交易規(guī)則

2024年12月16日，河北省發(fā)改委印發(fā)《河北南部電網(wǎng)2025年電力中長(zhǎng)期交易工作方案》的通知，其中，省內(nèi)直調(diào)光伏入市比例要求為60%，風(fēng)電入市比例則為30%。對(duì)比冀南電網(wǎng)2024年交易要求來(lái)看，“光伏冬季（1-2月、12月）、夏季（6-8月）入市比例暫定為40%，春季（3-5月）、秋季（9-11月）入市比例暫定為60%”，省調(diào)直調(diào)光伏入市比例從40%-60%統(tǒng)一增加到了60%。

對(duì)上網(wǎng)電價(jià)的影響，按照2024年12月河北南網(wǎng)光伏上網(wǎng)電量的60%為市場(chǎng)化交易電量，其余電量按標(biāo)桿電價(jià)結(jié)算。入市的光伏地面電站在現(xiàn)貨市場(chǎng)中報(bào)量報(bào)價(jià)，全電量參與優(yōu)化出清，僅市場(chǎng)化電量參與現(xiàn)貨結(jié)算。因此，由于光伏入市比例低，入市電量以中長(zhǎng)期為主（80%-90%），開(kāi)展現(xiàn)貨結(jié)算對(duì)場(chǎng)站綜合結(jié)算電價(jià)產(chǎn)生的影響不會(huì)過(guò)大。

根據(jù)調(diào)研實(shí)際運(yùn)行情況：集中式新能源按照風(fēng)電30％、光伏60％電量入市，其他保障性收購(gòu)，經(jīng)濟(jì)測(cè)算回收期都在11年左右，光伏發(fā)電略好于風(fēng)電。光伏成交價(jià)低于風(fēng)電，與其出力特性有關(guān)。目前，主要是電能量收益?，F(xiàn)貨和綠電收益由于市場(chǎng)建設(shè)處于初期，還不明顯。綠電收益大概3元/兆瓦時(shí)。若分布式光伏入市，收益會(huì)降一點(diǎn)點(diǎn)，但影響很小。從投資回收期看，影響不到一年時(shí)間。

需要注意的是，文件中規(guī)定：“參與交易的分布式光伏注冊(cè)入市后，一般不得退市或轉(zhuǎn)為價(jià)格接受者。未來(lái)，分布式光伏入市交易還要承擔(dān)電網(wǎng)輔助服務(wù)費(fèi)用，甚至租賃獨(dú)立儲(chǔ)能?！边@意味著未來(lái)分布式光伏交易成本將進(jìn)一步提高，在電價(jià)不確定的情況下，很難預(yù)測(cè)其收益，具有一定風(fēng)險(xiǎn)。外加不得退市或轉(zhuǎn)為價(jià)格接受者的約束條件，增加了入市的風(fēng)險(xiǎn)。這也將影響企業(yè)參與的積極性。

二、新能源參與碳市場(chǎng)對(duì)其參與電力市場(chǎng)的影響分析

碳交易即把二氧化碳排放權(quán)作為一種商品，買(mǎi)方通過(guò)向賣(mài)方支付一定金額從而獲得一定數(shù)量的二氧化碳排放權(quán)，從而形成了二氧化碳排放權(quán)的交易。碳交易市場(chǎng)的標(biāo)的物可以分為強(qiáng)制性的碳排放配額（CEA）和國(guó)家核證自愿減排量（CCER）。

從應(yīng)用場(chǎng)景來(lái)看，新能源可以參與綠電、綠證、碳交易，具體見(jiàn)表4，但新能源參與CCER與綠證只能二選一，不能重復(fù)獲取。

表4 綠電綠證碳交易的應(yīng)用場(chǎng)景

對(duì)于新能源來(lái)說(shuō)，可選擇參與綠證交易或CCER交易，最佳選擇取決于其收益大小，根據(jù)取決于其價(jià)格水平。2024年1月全國(guó)溫室氣體自愿減排交易市場(chǎng)（CCER）正式重啟。目前發(fā)電企業(yè)可通過(guò)碳市場(chǎng)自由交易碳配額，也可以通過(guò)CCER認(rèn)證抵消不超過(guò)5%的碳配額。CCER市場(chǎng)價(jià)格一般低于碳排放權(quán)交易價(jià)格，其從2020年的10元/噸左右，上漲至2024年7月的77.93元/噸。

而我國(guó)CCER市場(chǎng)重啟后，原來(lái)的方法學(xué)基本全部作廢，新出臺(tái)的方法學(xué)包括造林碳匯、并網(wǎng)海上風(fēng)電、并網(wǎng)光熱發(fā)電、紅樹(shù)林、低濃度瓦斯和風(fēng)排瓦斯利用、公路隧道照明系統(tǒng)節(jié)能六類(lèi)項(xiàng)目。由此可見(jiàn)，當(dāng)前新能源可參與碳交易的僅并網(wǎng)海上風(fēng)電和并網(wǎng)光熱發(fā)電，該部分交易規(guī)模相對(duì)于陸上風(fēng)電和光伏發(fā)電占比微乎其微，因此，短期看，新能源參與碳市場(chǎng)對(duì)電力市場(chǎng)幾乎沒(méi)有影響。長(zhǎng)期看，為應(yīng)對(duì)歐盟碳關(guān)稅政策，以及隨著新能源新的方法學(xué)的出現(xiàn)，新能源參與碳交易，將逐步擴(kuò)大對(duì)參與綠電綠證交易的影響。

三、問(wèn)題及未來(lái)改革方向

綜上所述，新能源仍舊以參與綠電綠證交易為主，因此問(wèn)題主要仍主要聚焦在電力市場(chǎng)，仍存在一些問(wèn)題制約其發(fā)展，具體如下。

（一）電力市場(chǎng)不適宜新能源發(fā)展的短板

一是低價(jià)入市影響新能源可持續(xù)發(fā)展。新能源發(fā)電出力存在隨機(jī)性、波動(dòng)性和間歇性以及極熱無(wú)風(fēng)、晚峰無(wú)光的反調(diào)峰特性，同等條件下用戶更傾向于選擇煤電、水電，導(dǎo)致新能源入市以降價(jià)為主，部分地區(qū)出現(xiàn)現(xiàn)貨負(fù)電價(jià)、不平衡電費(fèi)等現(xiàn)象。比如甘肅省光伏全電量入市后價(jià)格下降約35%（每度電從0.31元降為0.2元）。新能源入市后價(jià)格的下降，使發(fā)電企業(yè)面臨虧損，影響后續(xù)項(xiàng)目投資，比如甘肅省2024年市場(chǎng)化并網(wǎng)光伏項(xiàng)目申報(bào)量為零。

二是新能源的綠色價(jià)值難以形成實(shí)際收益。新能源兼具電力和綠色雙重價(jià)值，但目前電力市場(chǎng)對(duì)綠色價(jià)值反映不足。我國(guó)雖已實(shí)行可再生能源配額制和綠證認(rèn)購(gòu)機(jī)制，但激勵(lì)約束未落實(shí)到消費(fèi)主體，用戶自愿消費(fèi)動(dòng)力不足。截至2024年6月，我國(guó)累計(jì)核發(fā)綠證7億個(gè)，但交易量?jī)H有2.7億個(gè)。每售出一個(gè)綠證，發(fā)電企業(yè)每度電可增加1-2分錢(qián)收益，不足以彌補(bǔ)新能源入市帶來(lái)的電價(jià)降低。

三是電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力不足。新能源想要變成穩(wěn)定的電力，需要大量調(diào)節(jié)資源，如煤電靈活性改造、儲(chǔ)能、虛擬電廠等。根據(jù)《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》的設(shè)定，2023年靈活性調(diào)節(jié)電源存在2.05億千瓦缺口，2030年-2040年，存在1.56億千瓦-2.02億千瓦缺口。除了省內(nèi)單個(gè)的調(diào)節(jié)資源，目前省間調(diào)節(jié)資源的互濟(jì)能力不足，省間市場(chǎng)交易限制多，活躍度不夠，在落實(shí)西電東送、北電南送和政府間框架協(xié)議的基礎(chǔ)上進(jìn)行交易，交易容量有限，限制了省與省之間的相互支持。

（二）未來(lái)電力市場(chǎng)改革重點(diǎn)

一是加快推進(jìn)電力市場(chǎng)建設(shè)，包括中長(zhǎng)期交易市場(chǎng)、現(xiàn)貨市場(chǎng)和輔助服務(wù)市場(chǎng)。對(duì)于新能源發(fā)電市場(chǎng)交易占比較高的省份，不斷完善與新能源發(fā)電特性相適應(yīng)的電力中長(zhǎng)期交易機(jī)制，滿足新能源對(duì)交易電量、曲線的偏差調(diào)整需要。要加快推進(jìn)現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)，改變電價(jià)“只能降不能升”的固有思維，由市場(chǎng)定價(jià)。

二是構(gòu)建全國(guó)統(tǒng)一的綠證交易市場(chǎng)。通過(guò)構(gòu)建全國(guó)統(tǒng)一的綠證交易市場(chǎng)，使承擔(dān)可再生能源電力消納配額的企業(yè)可以用最合理的方式、最低的成本履行可再生能源消納責(zé)任。同時(shí)，加強(qiáng)認(rèn)證機(jī)構(gòu)與綠證交易機(jī)構(gòu)間的信息數(shù)據(jù)交互，確保綠證僅可以使用一次，避免可再生能源電力的綠色價(jià)值被重復(fù)計(jì)算。

三是統(tǒng)籌協(xié)調(diào)綠證市場(chǎng)和碳市場(chǎng)，避免可再生能源電力的綠色價(jià)值被重復(fù)開(kāi)發(fā)。目前，購(gòu)買(mǎi)、消費(fèi)綠電的節(jié)能減排效益還沒(méi)有獲得完全認(rèn)可，綠電綠證與碳市場(chǎng)等銜接機(jī)制尚未健全，使得新能源的綠色價(jià)值無(wú)法得到充分實(shí)現(xiàn)。

四是進(jìn)一步做好峰谷分時(shí)電價(jià)政策與市場(chǎng)交易電價(jià)的銜接。優(yōu)化完善電力中長(zhǎng)期合同分時(shí)段價(jià)格形成機(jī)制，形成反映實(shí)際供需關(guān)系的價(jià)格信號(hào)。

五是適時(shí)引入推廣差價(jià)合約（CFD）。對(duì)于出力不穩(wěn)定性的新能源發(fā)電主體而言，差價(jià)合約即是符合其出力特性的中長(zhǎng)期合約形式，目的是對(duì)沖電力現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格波動(dòng)的風(fēng)險(xiǎn)。