新能源参与电力市场交易的相关问题思考

一、新能源参与电力市场交易的目标及要求

为贯彻落实新发展理念和“四个革命、一个合作”能源安全新战略，全力实现“双碳”目标，我国正在加快构建新型能源体系。新能源在促进能源绿色低碳转型，建设能源强国中发挥重要作用。2022年以来，《“十四五”现代能源体系规划》《“十四五”可再生能源发展规划》等重要规划文件相继出台，加大对新能源发展支持力度。“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，以风电、光伏发电为代表的新能源发电将是未来电力系统新增电源装机主力。

2022年1月，国家发展改革委、国家能源局印发《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《指导意见》），提出要提升电力市场对高比例新能源的适应性，完善适应高比例新能源的市场机制，有序推动新能源参与电力市场交易，到2030年，新能源要全面参与电力市场。《指导意见》对新能源参与电力市场提出了明确的目标及要求，未来新能源参与电力市场将成为必然。

二、新能源参与电力市场交易面临的挑战

根据中国电力企业联合会的相关统计，近年来我国对新能源主要采用“保量保价”的保障性收购，部分新能源占比高的省份以“保障性消纳+市场化交易”结合方式消纳新能源。综合来看，目前我国新能源参与电力市场交易面临的挑战主要体现在以下三方面：

一是新能源电力入市后面临较大偏差考核压力。新能源机组受来风、光照等自然因素不确定性和预测精度影响，出力存在一定波动性和不确定性，中长期预测往往具有较大偏差，而多数省份要求中长期交易电量占比高于90%。对于新能源机组而言，中长期合约难以有效发挥“锁定长期收益、规避现货风险”作用，反而可能带来较大的偏差结算和考核风险，对新能源收益带来一定影响。

二是常规电源灵活调节价值难以充分体现。发展大规模新能源在一定程度上会挤占常规电源发电空间，而常规电源难以仅依靠电能量市场完成固定成本回收，系统容量充裕性难以保障。当前电力市场中对承担灵活性调节作用的常规电源价值体现不足，辅助服务补偿力度较小、补偿机制有待完善，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，导致新能源电力市场化消纳动力不足。

三是新能源电力消费尚未充分体现能源绿色转型的环境价值。由能源消耗总量和强度调控逐步向碳排放双控转变，更加鲜明地突出了控制化石能源消费的政策导向。但目前购买绿色电力暂无法充分体现抵扣能耗双控的作用，消费绿电的节能减排效益没有获得完全认可，绿色电力消费环境溢价的效用尚未体现。此外，绿电绿证与碳市场等衔接机制尚未健全，绿电交易存在一定阻碍。

三、相关保障机制建议

一是完善新能源市场交易和定价考核机制，保障新能源合理收益。价格机制方面，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。偏差考核方面，完善新能源偏差考核机制，在保障新能源合理收益基础上减少偏差考核风险。但需配套设定相关的监管机制，防止新能源利用政策空间套利，扭曲市场交易。此外，仍需设置一定的考核激励机制，以提高新能源出力预测准确性，减少预测误差。

二是发挥市场资源配置作用，反映消纳新能源电力的社会成本。通过丰富辅助服务交易品种及完善辅助服务价格机制，合理补偿调节成本，激励市场主体主动提高调节能力。明确相应的责任主体和贡献主体，按照“谁受益、谁承担”的原则向用户等市场主体分摊相关成本，不断完善辅助服务成本疏导。建立容量保障机制，确保长期发电充裕度，以市场化方式保障系统容量充裕性。

三是加快建设电碳市场衔接机制，体现新能源电力的绿色价值。利用绿电交易溯源的精确性、完整性优势，协调电力市场、碳交易市场的有效衔接。促进绿电环境溢价与碳配额价格趋同，畅通不同市场间的价格信号传导，构建电力交易价格、碳交易价格联动机制。实现消费绿电的节能减排效益的完全认可，充分体现绿色电力消费环境溢价的效用。