有关政策和市场机制建议

　　为稳妥推进新能源参与电力市场交易，需要从政策和市场发力，保障新能源参与市场能够有明确的投资收益预期，保障新能源行业投资积极性，促进能源绿色转型，保障长期电力供应安全。政策和市场机制的设计应充分考虑新能源的特点，尽快建立和完善体现新能源绿色价值的政策体系，建立起环境成本的回收机制，优化完善考虑新能源特点的电力市场体制机制，以此为前提和基础，推动新能源全面参与市场交易。同时，建立更加科学有效地体现灵活调节性资源价值的辅助服务市场，强化支撑新能源发展的技术手段，不断提高新能源在各类市场中的适应能力，改进新能源场站的涉网性能，提升功率预测准确率。

　　完善体现新能源绿色价值的政策体系

　　提倡和引导全社会消纳和消费绿色电力，建立强制配额制度，尽快完善绿电、绿证制度，理顺电力市场、绿证市场、碳市场底层逻辑关系，通过绿色环境价值政策的顶层设计，激发市场活力，促进新能源消纳的同时，实现新能源的绿色价值，有效疏导新能源企业成本。

　　建议新能源参与电力市场分阶段实施：

　　第一阶段(当前到2025年)，建议采用“保障性消纳+市场交易”的模式，加快建设“配额制+绿证”政策体系，引导用户逐步参与绿色电力消费。

　　第二阶段(2025年~2030年)，建议全面实施“强制配额制+绿证”制度，以“强制配额制+绿证”制度作为新能源平等参与市场的前提条件，同时，尽快建立“电-碳-证”市场协同机制。

　　第三阶段(2030年以后)，新能源全面参与电力市场交易，形成“市场+绿证”的正常运转机制，全社会共同承担新能源消纳责任。

　　为实现上述路径，具体建议如下：

　　一是在过渡期采用“市场交易+溢价补贴”模式。在第一阶段考虑采用市场价基础上增加溢价补贴的方式，有序推动新能源参与市场。建立更加有效的可再生能源消纳权重分解机制，将消纳责任从各省、区、市细化分解至售电公司和电力用户。

　　二是尽快建立“强制配额制+绿证交易”制度。政府确定用户用电量中新能源配额比例，建立相应考核机制，用户通过购买新能源绿证完成配额责任;明确绿证是我国绿色电力消费的唯一凭证，统一将绿证数量作为绿电消费量的衡量标准，理顺绿证价格形成机制，统筹绿证和绿电交易体系，建立统筹绿证与消纳量的监测核算体系。

　　三是同步探索“电-证-碳”机制衔接。理顺“电-证-碳”市场的关系，电力市场负责电力商品交易，绿证市场负责可再生能源的绿色电力属性，碳市场负责约束化石能源的温室气体排放;确保绿色环境权益的唯一性;加强各个市场平台间的数据交互，打通绿色电力证书与碳市场之间的流通环节，明确“电-证-碳”市场的相互关系，在绿证、绿电、CCER等交易机制并存的情况下，相关指标的签发、注销等信息应公开、可互相校核，避免环境权益的重复出售。

　　建立适应新能源特性的市场机制

　　一是优化新能源市场交易和合约调整机制。增加新能源调整曲线的机会，缩短交易周期，提高交易频率;在中长期交易合同中设立调整条款，约定调整方式、调整范围和价格机制;允许不同电源品种之间自由转让市场合同，增加市场合同的流通性。

　　二是建立政府授权的中长期差价合约机制。通过与政府授权电网企业或保底购电企业场外签订新能源差价合约的方式，产生的损益由全体工商业用户分摊或分享，制定合理的新能源保障利用小时数，实现与市场交易规则的有效衔接，并合理疏导政府授权合约费用。未来随着新能源技术及成本的变化，以及绿色电力消费配套政策的实施进展情况，可采取政府授权合约退坡或调整基准价格的方式进行调整。

　　三是完善新能源参与跨省跨区交易机制。加快全国统一电力市场建设，研究建立统一规范的规则体系和技术标准;持续提升特高压工程利用效率，提高新能源外送占比;不断优化跨省区交易组织方式，统筹做好省间交易组织，强化省间市场与省内市场、中长期市场与现货市场协同。

　　四是建立集中式新能源联营参与市场的机制。对于新能源集中外送，特别是以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地，可探索将风、光联合参与市场，通过内部聚合平衡的方式，提高新能源出力预测精度和出力稳定性，自发调整新能源发电曲线，平抑波动性。

　　建立支撑新能源发展的引导机制和手段

　　一是发挥市场配置资源的作用，激发调节潜力。通过完善辅助服务管理机制和辅助服务市场，合理补偿调节成本，激励市场主体主动提高调节能力，持续推进电价改革，完善价格补偿机制，充分释放各类资源调节潜力。激励传统电源开展灵活性改造、制造，激发需求侧资源参与系统调节的潜力，完善可中断负荷电价、阶梯电价、差别电价等需求侧管理电价政策，发挥电价杠杆作用，引导和优化用电负荷，完善新型储能的电价政策及市场化机制，合理设置现货市场限价，提高峰谷价差，激励新型储能的容量投资;精确划分含用户在内的各类发用电主体调峰、备用、调频、转动惯量、无功支撑等辅助服务需求及成本，按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”原则，疏导辅助服务成本;针对高比例新能源电力系统运行特性，探索快速爬坡、转动惯量等新品种;激励新能源企业不断提高涉网性能，优化参数设计，促进新能源企业在保证电力系统安全管控运行方面发挥更大的作用;在新能源环境绿色价值得到充分体现的前提下，新能源发电企业承担起相应的系统经济平衡责任，新能源日前预测曲线与实时发电曲线的偏差，由其自行分担系统调节成本，促进新能源提升出力预测水平。

　　二是改进新能源功率预测机制，完善支撑手段。加强新能源企业功率预测技术和管理水平，丰富天气预报数据渠道、提升气象监测数值准确度、提升极端天气预测水平、保证数据传输准确性，不断适应系统管理要求和市场运行的需要。建立预测工作机制，改进工作措施，开展技术攻关，加强现场核查，鼓励新能源企业之间进行数据共享，持续推动新能源功率预测精度提升工作;整合国家和区域新能源功率预测的资源，建议建立国家级新能源出力预测系统，采取新能源购买系统服务的方式，减少单个企业建设成本，使新能源企业专注数据挖掘和策略优化，助力和提高电网运行稳定性。同时，以国家级功率预测为依托，建设有大量功率预测厂家及新能源发电企业深度参与的功率预测集成平台，结合研究机构理论研究及行业实践经验，促进功率预测核心算法的迭代和升级，提高功率预测准确率。

　　本文刊载于《中国电力企业管理》

　　作者：中国电力企业联合会

　　课题组组长：郝英杰

　　成员单位：理事长、有关副理事长单位

　　主笔人：孙健、邬菲、刘旭龙、韩放