我国已成为全球最大的新能源生产国，随着碳达峰碳中和、构建新型电力系统等战略目标的提出，未来新能源还将迎来大规模、高质量发展。随着新能源电量占比逐步提升，全额保障性收购制度将难以为继，新能源参与市场竞争是大势所趋。但新形势下新能源入市仍面临诸多挑战，唯有直面问题与困难，加快建立促进绿色能源生产消费的体制机制，充分发挥市场配置资源的决定性手段，更好发挥政府作用，才能实现高比例新能源高效利用，助力新型电力系统的构建以及“双碳”目标的实现。

新能源参与市场面临的新形势

　　全额保障性收购制度难以落实到位

　　近年来，我国部分省区出于新能源规模化发展超预期、企业降低用能成本诉求强烈等实际考虑，自行降低了最低保障性利用小时数，推动更多新能源电量参与市场交易。根据2019年全国人民代表大会常务委员会执法检查组关于检查《中华人民共和国可再生能源法》实施情况的报告，早在2018年，部分省份风电、光伏的实际保障性收购利用小时数就已低至800小时甚至不足500小时，远低于国家规定的风电1800小时、光伏1500小时，新能源实际利用小时数中，大部分电量属于低价市场化交易。随着新能源大规模快速发展，出现类似情况的地区在逐步增加，全额保障性收购制度难以落实到位已成现实。

　　2021年10月，国家发展改革委相继印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(发改价格〔2021〕1439号，以下简称“1439号文”)、《关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》(发改办价格〔2021〕809号，以下简称“809号文”)，明确取消工商业目录销售电价，推动全部工商业用户进入电力市场，暂未直接参与市场交易的由电网企业代理购电。按照文件要求，电网企业保障用户仅剩居民、农业，代理购电工商业用户规模也将逐步缩小，而电网企业收购的保量保价优先发电量不能超过其代理和保障用户的电量规模。当前电网企业作为新能源保障性收购的唯一购买方，极有可能出现优先发用电计划难以匹配，由电网企业全额保障性收购的方式难以为继。

　　新能源利用成本呈上升趋势且逐渐显性化

　　近年来，随着行业技术进步和产业升级，新能源投资建设成本已显著下降，大部分地区具备平价上网条件，部分地区有望实现低价上网。然而，平价、低价上网并不等同于平价、低价利用。高比例随机性、波动性、间歇性新能源利用必须依靠调节性、支持性电源以及输配电网络的支撑。随着新能源电量比例提升到一定程度，电力系统调节成本、备用成本和容量成本将明显上升，该部分成本在计划体制下为隐性成本，多由传统电源主体隐性承担或经电网企业输配电价疏导。由于隐性成本难以明晰各方权责，无法充分调动灵活调节资源的积极性，长期来看不利于资源优化配置，影响系统运行的安全可靠性和经济性。随着电力体制改革和电力市场建设的不断深入，高比例新能源利用的系统成本已初步显性化，未来通过市场化方式体现经济责任，引导合理投资和经济消纳是大势所趋。

　　电力市场体系建设进入新时代

　　2022年1月，国家发展改革委、国家能源局印发了《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》(发改体改〔2022〕118号，以下简称“118号文”)。作为电改9号文以来国家电力市场建设纲领性文件，118号文提示电力体制改革和市场建设应回归顶层设计和系统思维，标志着电力市场建设由以省为实体“各自为战”、不同市场功能局部优化的阶段，进入跨省跨区协同融合、跨市场功能协同优化的新阶段。一是针对当前掣肘电力市场体系建设的省间市场矛盾，明确提出稳步推进省/区域电力市场建设，引导各层次市场协同运行，建立多元市场主体参与跨省跨区交易的机制，支持发电企业自主选择和售电公司、用户直接交易，加强跨省跨区与省内市场在经济责任、价格形成机制等方面的衔接。二是强调电力市场功能结构的总体设计，完善电力市场体系功能，细分电力现货市场、中长期交易和辅助服务市场和各自的作用。三是着重构建适应新型电力系统的市场机制、提升电力市场对高比例新能源的适应性，鼓励新能源报价报量参与市场的同时，报价未中标电量不纳入弃风弃光电量考核，引导各地根据实际情况，建立市场化发电容量成本回收机制，通过在电力市场中界定可靠性容量价值，解决高比例新能源地区低利用小时数的常规机组固定成本回收问题等。2022年3月，《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》(发改办体改〔2022〕129号，以下简称“129号文”)随后印发，明确提出加快建设电力现货市场的总体要求，标志着电力现货市场建设全面开展。随着较为完备的电力市场体系逐步构建，市场化的价格形成机制进一步理顺，新能源入市有望具备更好的基础条件。

新能源参与市场面临的问题与挑战

　　配套政策准备好了吗?

　　新能源入市前，在全额保障性收购制度下可以享受“保量保价”政策，即电量方面优先消纳，电价方面享受政府定价，大部分存量项目还享受度电补贴，收益基本上由实际上网电量决定，具有相对稳定的收益预期。新能源入市之后，尽管电量方面相对来说仍然可以优先消纳，电价与收益方面却面临三大风险：一是价格风险。竞争性电力市场中，交易价格随行就市，新能源参与市场交易原则上在同一时段、同一地理位置与传统煤电同质同价，供需宽松的时段和区域将面临降价。现货市场中，市场分时价格波动则更大，风险加剧。二是曲线风险。曲线风险主要是由新能源出力波动性、间歇性造成的，新能源发电出力曲线难以与用户的用电曲线匹配，因此其负荷高峰卖高价的电量相对较少，负荷低谷卖低电价的电量相对较多，导致即使与煤电同质同价，全年下来结算均价也很难与煤电价格持平。三是偏差风险。偏差风险主要是由新能源出力随机性造成的，当前各地新能源出力预测偏差仍然较大，在现货市场中需要为预测偏差引发的平衡成本付费，即出力超出部分往往低价卖出，出力不足的部分往往需要高价被替发。从近几年各地新能源参与市场的情况来看，新能源入市后收益均有不同程度的降低，运行现货市场的地方尤为明显。新能源入市之后的收益预期非常不稳定，将影响投资主体积极性，是新能源入市之后的一大挑战。

　　与传统电源相比，新能源除具有电力价值，还具有环境价值。但由于当前消纳责任权重尚未真正落地落实，绿电交易机制与绿色证书制度等配套政策也有待进一步理顺，新能源的绿色环境价值尚未充分体现，全社会消纳绿电的积极性无法充分带动，不利于推动新型电力系统构建以及碳达峰、碳中和目标的实现。

　　市场机制建设如何?

　　适应高比例新能源电力系统的市场机制体系有待进一步健全，是当前新能源参与市场面临的又一挑战。

　　一是价格机制需要进一步理顺。理顺价格形成机制，有利于调动传统电源提升顶峰能力、调节能力的积极性，提升高比例新能源电力系统运行的安全性，有利于实现资源在更大范围的优化配置，实现系统高效运行。理顺价格形成机制是一项系统工程，不仅需要智慧，也需要决心。2021年下半年以来，我国经历了一轮严重的“电荒”，暴露出电煤价格市场化与煤电价格尚未完全市场化而带来的“煤电顶牛”矛盾问题，国家也正是以此为契机推动了燃煤发电上网电价市场化改革，成为新一轮电力体制改革过程中的里程碑事件。当前煤电价格形成机制问题得到了较大程度的解决，但包含新能源送受电在内的跨省跨区价格形成机制等问题，由于涉及地域多、范围广，同时关系到送受端发电、电网、用户各方切身利益以及市场运营机构的权责，牵一发而动全身，改革的阻力比较大，目前仍没有重要进展，是本轮电改过程中公认的“疑难杂症”。