中国电力行业正在变得越来越复杂。

随着可再生能源渗透率上升，电力市场改革持续推进，年度和月度绿电声明的局限性也越来越明显。这不只是一个理论上的问题。

中国电力系统的实际运行和商业逻辑，越来越受时间因素影响。弃电、负电价和日内波动，往往都发生在某些具体时段，而不是平均分布在全年。一个从年度总量匹配的角度上看似成立的绿电声明，仍可能掩盖发电小时和实际用电小时之间的明显错配。随着中国电力行业从快速扩张装机，转向更复杂的并网消纳和系统整合阶段，发用电之间的时间错配也变得更加重要。

因此，眼下真正的问题已经不只是系统一年能提供多少可再生能源电力，而是市场机制、采购模式和数据体系能否识别哪些时段清洁电力充裕，哪些时段供应偏紧，并把这种差异反映到价格上。

市场机制：时间精度的价值

目前，中国电力市场还是以中长期合约为主，各省现货市场改革推进快慢不一。改革确实开始带来更清晰的分时价格信号，但大多数用户面对的，仍然是按月或按年结算的购电模式。这里存在一个明显脱节。电力系统已经能够提供更细颗粒度的运行数据，但大多数采购和绿电声明仍然建立在较长周期的基础之上，难以真正反映其中的时段差异。

图1：中国电力市场发展与改革历程

从实际情况看，不少省份已经出现很明显的小时级供需变化。有的时段电力过剩，有的时段则相对紧张。但对用户而言，这些差异往往会在合同里被压缩成一个月度结果。这就让电力用户、售电公司和项目开发商更难根据系统真实需求作出反应。也正因为如此，越来越多真正重要的市场信号，例如午间低电价、晚高峰爬坡压力以及弃电风险，仍未能充分体现在绿电采购、定价和核验中。

精细化、全时段导向的购电模式，为缩小这一差距提供了一条路径。发电与用电时间更清晰地对应起来后，采购安排也更容易贴近系统需求，并更准确地反映价格信号。尤其是在系统面临午间电力过剩、现货负电价，或储能及其他调节资源不足等情况时，这一点更为关键。在光伏渗透率较高的省份，长时间出现极低电价甚至负电价，已经不再罕见。

时序化的签约和溯源机制，能够让价格信号更有效地传导至系统承压最大的时段，也为更加差异化的清洁电力产品创造了条件。未来市场中的绿电产品，不再只是笼统意义上的清洁电力，而是能够明确体现其交付时点、是否经过储能调节，以及这些特征如何影响最终结算结果。

对政策制定者而言，这意味着精细化购电不仅是信息披露或合规工具，也可能成为支撑更广泛电力市场改革的一部分，而相关改革在中国仍在持续推进。对工商业用户而言，这提供了一种更贴近高比例可再生能源电力系统实际运行逻辑的签约路径，而不是继续依赖年度平均下的匹配方式。

图2：山东日前现货市场季度平均价格

出口企业与精细化匹配转型

对于中国出口企业而言，精细化匹配转型正越来越多地受到外部规则推动。欧盟碳边境调节机制（CBAM）已经提出，在采用市场导向法核算电力排放时，需要小时级匹配的清洁电力证明。问题在于，在当前以月度匹配为主的零售购电模式下，企业往往还难以充分证明其所使用的清洁电力既做到了实际交付，也实现了小时级匹配。

能够证明这一点的企业，将在降低 CBAM 相关排放风险、保持欧盟市场竞争力方面更具优势。对出口企业来说，精细化匹配转型已经不只是企业在可持续发展披露上的加分项。

电力采购正逐步成为国际贸易合规证据链的一部分。换句话说，电力采购、生产过程和碳排放核算之间的联系正在变得更加紧密。对于出口导向型制造企业，尤其是高耗能行业或未来可能面临供应链碳审计的企业来说，在中国尚未普及精细化匹配购电模式之前，能否证明清洁电力的实际使用时间，已经可能成为一项重要的商业能力。

随着 CBAM 合规要求不断细化，电力在制造环节中已不能再被笼统处理，而是需要作为可追溯、带时间信息、可核验的生产要素。这对中国的市场机制设计和数据基础设施建设都会带来影响。

未来，企业购电的具体碳排放量和用电时段都需要能够追溯到特定生产时段。无论对政策制定者还是市场参与方而言，这都是一个影响深远但并不轻松的变化。随之而来的，是一系列中国当前市场体系尚无法完整回答的问题：谁能获取结算级分时数据？带有时间戳的数据如何与现行绿证体系衔接？哪些合同模式能够支持小时级声明？储能、调节以及跨时段转移电力，又应如何纳入核验规则？这些问题并不只是规则层面的细节，它们关系到中国电力市场改革如何推进、数字基础设施如何完善，以及产业竞争力如何保持。

因此，精细化匹配的重要性并不只在于提升绿电声明的可信度，更在于它可能决定企业能否在对外贸易中提出可信的绿色主张。

落地实施：市场发展现状

中国已经开始为更加精细化的匹配机制奠定基础。部分省份的试点已经证明，在现有按月核发的绿证体系中叠加时间信息，在技术上具备可行性。但中国的绿证目前仍是以月度为单位进行核发，各省获取高质量小时级数据的能力也并不一致。能够支持“实际物理交付+时间戳”的绿电合同模式仍处于早期阶段。因此，眼下最主要的问题，已经不是小时级匹配能不能做，而是怎样以商业上可行、制度上站得住的方式推动其规模化落地。最现实的落地路径，是分阶段推进，而非一次性全面转型。最有可能率先推进的，或许会是出口导向型产业园区、具备先进计量条件的大型工商业用户，以及分时价格信号已经较为清晰的现货市场省份。

分阶段推进的大致路径包括：

  • 优先选择基础条件较成熟的地区和应用场景开展试点（例如已正式运行的现货市场、具备先进计量能力的地区）；
  • 升级绿证登记体系及相关流程，使其能够记录和承载时间戳信息；
  • 建立支持时序化声明的合同路径，并明确灵活性资源跨时段转移电力在绿电消费声明中的认定规则；
  • 制定跨省统一的定义、信息披露要求及核验规则；
  • 推动国内溯源凭证与核验机制与CBAM等国际要求对标。

未来展望

未来整体发展方向已经相当清晰。随着中国电力系统在运行层面越来越强调时间精度，对电力采购、绿色声明和数据基础设施一致性的要求也将不断提升。

对于市场参与方而言，这既意味着新的机会，也意味着在合同设计、风险管理以及出口竞争力方面将面临新的要求。

对政策制定者而言，这进一步说明，市场需要更清晰的制度定义、更顺畅的数据获取机制，以及更一致的核验规则。从更长远的角度看，精细化匹配不应被视为某种附加要求， 而应被视为电力市场成熟过程中的一个组成部分。如果一个电力系统已经开始按更精确的时段形成价格、实时调度资源，并越来越依赖灵活性资源，那么采购机制和绿色声明体系最终都需要跟上。相关层面越能彼此衔接，市场就越容易识别和体现灵活性价值，减少绿色声明中的模糊地带，并向整个系统传递更清晰的投资信号。

如需了解关于中国电力市场中全时段清洁电力发展机会及实践建议的更详细分析，可参阅 EnergyTag 与 TLG 联合发布的《全时段清洁电力：中国电力市场政策展望》完整报告。更关键的是，中国并不需要等到全国统一、完全成熟的小时级证书体系建立之后，才开始推进相关实践。

下一阶段的发展方向包括开展定向试点、建立更加明确的制度定义、改善现货市场分时数据获取能力，以及在合同和结算规则中更清晰地界定灵活性资源跨时段转移电力的处理方式。这些措施的确无法在短时间内解决所有问题，但它们至少勾勒出一条现实可行的推进路径，让精细化匹配逐步从一个概念，转变为电力用户、监管机构和出口企业都能实际使用的工具。而在一个时间因素越来越决定系统运行结果与商业价值的电力体系中，这一步至关重要。

Author:

David Fishman, The Lantau Group