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。

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。