践行新发展理念和“四个革命、一个合作”能源安全新战略，全力实现“双碳”目标，新能源发挥着举足轻重的作用。截至2023年底，我国风电和太阳能发电合计装机规模达到10.5亿千瓦，占总装机容量的比重达到36.0%。以风电、太阳能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。
然而，一边急需快速发展的新能源扛起促进能源绿色低碳转型、建设能源强国的重任，一边却是随着新能源装机规模和占比逐步提高出现了电力消纳难的“尴尬”局面。面对新形势，我国电力市场如何更好地适应电源结构的多元化、绿色化转变？要满足新能源大规模消纳需求，市场在电力系统中的作用又应如何进一步发挥？这些问题需要各方协同配合，有序解决。
交易量稳步增长
打开良好局面
2023年10月12日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司联合发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，要求加快放开各类电源参与电力现货市场。按照2030年新能源全面参与市场交易的时间节点，现货试点地区结合实际制定分步实施方案。
那么，目前新能源参与市场交易的情况如何？
2019—2023年，我国新能源市场化交易量逐年增长。根据国家能源局披露的相关数据，2023年，新能源市场化交易电量6845亿千瓦时，占新能源总发电量的47.3%。
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。
标普全球数据显示，我国光伏接近四分之三的带补贴项目仍以保量保价的方式完成收购；无补贴项目中，近四成电量进入市场交易。从风电项目看，全国带补贴的风电项目已经有三分之一实现了市场化交易，另外67%左右通过保量保价收购；对于无补贴风电项目，已有接近一半电量进入市场。
交易量的稳步增长为我国推广新能源参与电力市场开了个“好头”。
中国能源研究会能源政策研究室主任、北京师范大学教授林卫斌在接受记者采访时表示：“新能源参与电力市场是新能源大规模高比例发展的必然要求。在新能源发展的初期，国家主要通过全额保障收购制度解决新能源电力的消纳问题。但是，随着新能源规模和占比的逐步提高，全额保障收购制度显然已经无法满足新能源电力消纳的新要求。特别是在‘双碳’目标下，我国提出了构建以新能源为主体的新型电力系统，这意味着新能源发电要逐步发展成为主体电源，这就要求创新新能源发展机制，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。”
引入市场机制，为电力用户购买绿色电力、实现产品零碳需求提供了便捷可行的途径。未来，电力市场将成为新能源消纳的主阵地之一。加快推进新能源市场化交易，真正实现高比例新能源高效利用，势在必行。
据林卫斌介绍，我国新能源参与电力市场主要有两个方面：“一是中长期电力市场，包括直接交易、发电权交易和省间外送交易。二是现货市场。”
“风电、光伏往往‘靠天吃饭’，具有‘极热无风’‘晚峰无光’等波动性、间歇性特点，需要电力市场具备足够的灵活性和适应性，不断优化市场竞争机制和价格传导机制。”业内专家进一步指出，现货市场具有更“适合”新能源消纳的积极作用，“电力现货交易频次高、周期短，更符合新能源波动性、难以预测等特点，可精准反映实时供需，进一步还原电力商品属性。”
电价下行
等问题逐步显现
在全国实现电力现货市场试运行的地区中，南方（以广东起步）、山西、甘肃、蒙西等地已实现常态化运行，其中山西、甘肃等现货市场连续结算试运行已超2年，浙江、上海、江苏等地区均至少开展一次试运行，并且越来越多的新能源主体开始参与电力市场交易。
“随着新能源全面进入电力现货市场，相比过去的固定电价，以光伏为典型，其电能量收入很可能显著下降。”国家电力投资集团营销部副主任唐俊担忧道。
自2021年开始，政府对于新建的风电、光伏发电项目将不再给予补贴，实行“平价上网”，相关发电项目仅获得“煤电基准价”。风光电无法像火电一样获取容量、辅助服务收入，在电力市场中只能获得电能量部分的收入。新能源参与电力市场后面临电价下行的挑战接踵而来。
据记者了解，今年以来，山东、河南多地电网午间时段负荷出现“鸭子曲线”，而在2023年5月1日20时至2日17时，山东实时电价更是出现了长达21小时的负电价。2天的电价曲线里都出现了明显的谷段时间，并且和光伏发电的时段高度重合。这意味着新能源电力交易价格跌至“地板价”。
除此之外，新能源参与电力市场交易还面临很多问题。林卫斌总结为三方面：一是新能源绿色价值的实现问题，二是系统灵活性资源的价值实现问题，三是电力电量平衡和电力安全保供问题。
目前，购买、消费绿电的节能减排效益还没有获得完全认可，绿电绿证与碳市场等衔接机制尚未健全，使得新能源的绿色价值无法得到充分实现。同时，在新能源高占比的地区，新能源参与电力市场后的价格普遍走低，加之辅助服务费用分摊、系统偏差考核等因素，新能源在市场中面临价格震荡、曲线波动、偏差考核、政策影响等多重风险。
“新能源典型出力和现货价格特征反向相关，新能源出力高时现货价格走低，新能源发电匮乏时现货价格走高，导致多发电量低价卖、欠发电量高价买的窘迫局面。而且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。”业内专家分析认为。
多方施策
充分挖掘市场潜力
破解新能源参与电力市场的挑战还需各方协调配合，共同施策。
一方面，“新能源企业应首先对电力市场框架和规则有准确认知，在参与市场化交易的过程中，合理申报交易量、交易价格和交易曲线，优化中长期合同签订，积极参与绿电交易市场，实现环境价值变现，主动对接有稳定可再生能源消纳需求的大用户，积极争取高耗能企业等优质用户，签订可再生能源PPA稳定价格，以及科学运用电源侧储能优化运行曲线等。”国网能源研究院高级研究员唐程辉建议首先从新能源企业角度出发解决问题。
另一方面，从政府的角度看，近年来，国家相关部门在推动新能源参与电力市场的同时，也在积极创造条件以实现新能源的绿色价值，包括健全全额保障性收购机制、推进绿色电力交易、完善可再生能源绿色电力证书制度和重启CCER市场等。
国家能源局年初印发的《2024年能源监管工作要点》提出，有序推进新能源参与市场交易。加强市场机制创新，逐步扩大新能源市场化交易比例，实现新能源发展与市场建设协调推进，更好发挥市场促进消纳作用；今年3月，国家发展改革委发布《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》，从政策上明确了由多元化电力市场成员全额保障性收购可再生能源电量相关机制；即将于2024年7月1日起施行的《电力市场运行基本规则》，则对加快建设全国统一电力市场体系作出了顶层设计，为着力构建适应高比例新能源接入、传统电源提供可靠电力支撑、新型经营主体发展的电力市场体系架构提供了遵循。
对于未来如何更好发挥市场机制作用，林卫斌给出进一步对策：一是加快推进电力市场建设，包括中长期交易市场、现货市场和辅助服务市场，尤其是要加快推进现货市场建设。二是逐步完善可再生能源电力消纳责任制，明确各地可再生能源电力消纳的配额，并明确到消纳责任主体。三是构建全国统一的绿证交易市场。通过构建全国统一的绿证交易市场，使承担可再生能源电力消纳配额的企业可以用最合理的方式、最低的成本履行可再生能源消纳责任。同时，加强认证机构与绿证交易机构间的信息数据交互，确保绿证仅可以使用一次，避免可再生能源电力的绿色价值被重复计算。四是统筹协调绿证市场和碳市场，避免可再生能源电力的绿色价值被重复开发。五是适时引入差价合约（CFD），对于天然存在出力不稳定性的新能源发电主体而言，差价合约即是符合其出力特性的中长期合约形式。
