“双碳”目标背景下，我国能源转型不断加速，正在加快构建新型电力系统，未来新能源将实现跨越式发展，2030年新能源装机规模将超过12亿千瓦。同时，电力市场化改革不断深化，市场交易规模逐步扩大，已经形成了以省级电力市场为基础、以跨省跨区市场为突破、以全国统一电力市场为方向的电力市场体系，2030年新能源将全面参与市场交易。由于新能源发电具有波动性等特征，参与电力市场还面临着诸多问题和挑战。深入开展并做好新能源参与电力市场的机制及政策研究，对保障电力系统安全稳定运行、促进新能源大规模发展和消纳、加快能源电力清洁低碳转型具有重要意义。

国内基本情况

　　新能源发展及政策保障

　　随着“四个革命、一个合作”能源安全新战略的贯彻落实，我国能源转型战略不断推进，近年来形成了促进可再生能源发展和消纳的政策体系，以风电、光伏发电为代表的新能源发展成效显著，新能源装机规模迅速增加、利用水平稳步提升、技术装备水平显著进步、成本快速下降。

　　“双碳”目标背景下，我国明确2030年风电和太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上，提出2030年新能源全面参与市场交易，对新时代新能源发展提出了新任务、新要求。

　　新能源参与市场的情况

　　从新能源参与市场类型来看，主要包括电力市场、绿电市场、绿证市场、碳市场以及综合能源服务等新业态。

　　从参与市场的交易方式看，新能源占比低的地区以“保量保价”收购为主，执行批复电价，新能源占比较高的地区以“保障性消纳+市场化交易”结合方式消纳新能源，其中“保量竞价”电量参与电力市场，由市场形成价格。

　　从参与市场的程度看，2021年新能源总体参与市场的比例为30%左右，各省新能源参与市场交易的程度不同，市场化上网电量比例在15%～65%不等。

　　从参与市场的形态与品种看，新能源参与了包括省间及省内的中长期市场、现货市场、辅助服务市场等，交易品种有电力直接交易、自备电厂替代交易、发电权交易、合同转让交易、绿电交易等。

　　面临的问题和挑战

　　一是新能源环境价值没有适当体现，绿色消费有待提高。与传统电源相比，新能源除具有电能量价值，还具有绿色价值，但是绿色价值往往作为一种外部属性存在，在电价中没有得到比较精确的体现。当前，反映新能源绿色价值的配套政策相对滞后，绿色电力配额制尚未真正落地落实，绿证自愿认购的激励机制不足，绿色电力消费环境溢价的效用未体现，绿色电力消费证明缺乏唯一性，发电企业与电力用户通过绿电、绿证交易获得经济、环境效益的难度较高，没有充分调动全社会消纳绿电的积极性，不利于能源绿色转型以及“双碳”目标的实现。

　　二是新能源参与市场电价水平下降，可持续发展受到影响。由于新能源具有间歇性、波动性特点，在新能源高占比的地区，参与电力市场后的价格普遍走低，加之辅助服务分摊、系统偏差考核、新增配套储能，以及风机、光伏组件等上游原材料价格过快上涨等因素，运营成本将大幅增加，仅依靠电能量市场价格，无法回收投资成本，影响新能源的健康可持续发展。总体来说，当前新能源在市场中面临价格踩踏、曲线波动、偏差考核、政策影响等多重风险。

　　三是灵活性调节价值没有合理传导，系统调节激励不足。当前电力市场中对灵活性调节资源价值体现不足，提升系统调节能力的电价机制尚未形成;辅助服务补偿力度小、补偿机制不合理。2018年我国辅助服务补偿费用仅占上网电费总额的0.83%，远低于美国PJM市场的2.5%、英国的8%，辅助服务参与主体不全，尚未对虚拟电厂等新兴服务品种进行整体规划，且成本向用户侧疏导不畅;以省为边界的新能源消纳机制还不能满足未来新能源大规模发展消纳的需要。当前，电力资源配置以省(区)为主，省间市场以落实西电东送、北电南送战略、政府间框架协议为主，在此基础上开展小比例余缺互济，其时效性及灵活性难以满足大规模高比例新能源消纳需要，因此有必要建立更大范围优化的新能源消纳机制，统筹全网性调节资源，加大风光水火储一体化和联合优化调度。

国外情况及启示

　　国外新能源参与电力市场情况

　　从全世界范围来看，在新能源发展初期，许多国家通过固定上网电价机制、溢价补贴机制、“可再生能源配额制+绿证”、差价合约等政策机制鼓励新能源产业发展，基本是以保障性消纳为主，市场化机制为辅，不断提升新能源在电力市场中的竞争力。随着新能源快速发展、竞争力不断提升，政府逐渐减少补贴，推动其平价甚至低价上网。此外，国外还在完善电量偏差处理机制、调峰调频及辅助服务机制，推动新能源在更大市场范围内消纳等方面进行了很多探索和实践，积累了很多宝贵经验，对我国具有很强的借鉴意义。

　　国外启示

　　一是发挥政策补偿激励作用，促进新能源发展。国外新能源参与电力市场往往不考虑新能源的特殊性，与其他市场主体一样，平等参与电力市场交易，但是会配套建立额外的政策措施，保障可再生能源发电的合理收益。例如美国新能源基于可再生能源配额制及其配套绿证机制、差价合约、VPPA及套期保值等价格激励机制参与电力市场;德国基于溢价机制和招标机制等参与电力市场。通过配额制和绿证的机制体现新能源绿色价值，是国际通用的做法，从而保障新能源参与电力市场的收益。

　　二是优化市场机制，适应新能源的特性。新能源发电受天气变化影响显著，其波动性、随机性、间歇性等特点决定了新能源在年度、月度交易中签订带曲线的中长期合同难度较大，但在现货市场中新能源需要对中长期合约进行曲线分解，形成中长期与现货市场之间的有效衔接。建议研究建立适应新能源参与的多时间尺度的电力市场、缩短交易周期，便于新能源企业在交割日到来之前协商调整，降低市场风险。

　　三是发挥市场价格信号作用，提升系统调节能力。国外现货市场主要开展日前、日内、实时的电能量交易和备用、调频等辅助服务交易，现货市场所产生的价格信号可以为资源优化配置、规划投资、中长期电力交易、电力金融市场提供一个有效的量化参考依据。新能源发电实现优先调度，引导发电主动调峰，优化统筹全网调节资源，有效促进新能源电力消纳。充分利用灵活调节资源，引导常规电源参与调峰，例如丹麦的风电与挪威水电配合调度，北欧地区热电联产机组参与系统电力供需平衡的调节，以应对风电的波动性。

　　四是建立可调节性电源投资保障机制，保障系统充裕度。通过合理的投资保障机制，与市场平衡获取合理收益，增强相关方投资信心，调动灵活调节性资源(特别是抽水蓄能和新型储能)投资积极性，并通过运行阶段规则设计充分调动灵活性调节资源的潜力，保障电力系统长期安全可靠运行。

　　五是发挥区域联网和多能互补的作用，保证系统可靠性。由于新能源具有随机性、波动性和反调峰的特点，国外普遍在更大区域和市场范围内进行交易，与其他类型电源相互配合。以北欧电力市场为例，北欧四国的电源结构具有一定的互补性，使得跨国电量交易非常频繁，丹麦、挪威和瑞典之间交易了大量的清洁能源电力。当丹麦的风电发电量超出其用电所需，多余的电力就输送到挪威和瑞典，以帮助这两个国家节省用以发电的水资源。我国可借鉴跨区跨国电力交易机制，根据不同省份的电力供需形势，优化电力资源配置，配合我国的“沙戈荒”大基地项目建设进程，促进基地电量消纳。