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2020年12月12日，習近平總書記在氣候雄心峰會上表示，到2030年，中國風電、光伏發電總裝機容量將達到12億千瓦以上。能源行業普遍預測，12億千瓦只是下限，到2030年，風電和光伏裝機可能在16～18億千瓦左右。今年5月15日，南方電網公司發布建設新型電力系統行動方案（2021～2030年）白皮書，提出到2025年具備新型電力系統“綠色高效、柔性開放、數字賦能”的基本特征，支撐南方五省區新能源裝機新增1億千瓦以上；到2030年基本建成新型電力系統，支撐新能源裝機再新增1億千瓦以上。其中，新能源裝機達到2.5億千瓦以上，成為南方五省區第一大電源。可見，未來我國電力系統將更多的以風電、光伏等新能源為主導增量，新能源將逐步成為我國能源結構轉型的重要力量，新一輪爆發式增長已經是確定性事件。隨著新能源的快速發展，補貼缺口也越來越大，盡管國家主管部門先后數次下調風電、光伏發電補貼標準，并上調電價中的可再生能源附加費，但依然無法彌補越來越大的補貼缺口。同時，在規模化應用過程中，風電、光伏發電等新能源發電技術水平不斷提升，成本持續下降，部分地區已處于傳統化石能源成本區間。市場化交易、無補貼發展逐漸具備條件，深化電力市場改革、通過市場化手段促進新能源的發展和消納已成為業界共識。
一、我國新能源發展現狀
我國新能源產業發展迅猛，近十余年都以30%以上的超常速度增長，如今我國已是全球風電和光伏發電規模最大、發展最快的國家。據國家能源局有關統計，截至2020年底，我國新能源發電裝機總規模5.6億千瓦，位居全球首位，占總裝機比重25.5%。其中：風電2.8億千瓦、光伏發電2.5億千瓦、生物質發電2952萬千瓦，分別連續11年、6年和3年穩居全球首位。2020年，我國風電、光伏發電新增裝機接近1.2億千瓦，約占全國新增發電裝機的62.8%。風電、光伏發電量7270億千瓦時，占總發電量比重9.5%，同比增長0.9個百分點。這些都表明我國新能源綠色電能替代作用不斷增強，有力支撐了能源綠色低碳轉型。
據兩大電網公司有關統計，2020年，國家電網公司經營區域內，新能源市場化交易電量1577億千瓦時，占新能源發電量的21.7%。其中，新能源跨省跨區交易電量920億千瓦時，新能源與大用戶直接交易、發電權交易等省內新能源交易電量657億千瓦時。南方電網公司經營區域內，消納新能源電量1022億千瓦時，同比增長27%，新能源利用率99.8%，基本實現全額消納。其中，新能源市場化交易電量96億千瓦時，占新能源發電量的17.3%，主要在云南省內，廣東、廣西已針對風電、光伏等可再生能源發電出臺了相應的交易方案或規則。
二、我國新能源發電價格機制
總體來說，我國風電、光伏發電實行保障性收購與市場化消納共存的交易機制。保障利用小時數（合理利用小時數）以內電量，電網企業以收購價統一收購。對于不同類型的新能源電量，收購價按照以下方式確定：對于競爭性配置項目，按照中標價格收購；對于非競爭性配置的常規項目、平價項目，按照煤電標桿上網電價收購；對于非競爭性配置的低價項目，按照合約價格（低于煤電標桿上網電價）收購。保障利用小時數（合理利用小時數）以外電量參與電力市場，以市場方式確定價格并保證其電量全額消納。
價格機制方面的政策主要有以下幾項：2016年3月，國家發改委印發《可再生能源發電全額保障性收購管理辦法》（發改能源〔2016〕625號），電網企業根據國家確定的上網標桿電價和保障性收購利用小時數，全額收購規劃范圍內的可再生能源發電項目的上網電量。2016年5月，國家發改委、國家能源局印發《關于做好風電、光伏發電全額保障性收購管理工作的通知》（發改能源〔2016〕1150號），首次核定了部分存在棄風、棄光問題地區規劃內的風電、光伏發電最低保障收購年利用小時數。保障性收購電量由電網企業按標桿上網電價和最低保障收購年利用小時數全額結算，超出最低保障收購年利用小時數的部分通過市場交易方式消納。2017年1月，國家發改委、財政部、國家能源局印發《關于試行可再生能源綠色電力證書核發及自愿認購交易制度的通知》（發改能源〔2017〕132號），為陸上風電、光伏發電企業（不含分布式光伏發電）所生產的可再生能源發電量發放綠色電力證書。風電、光伏發電企業出售可再生能源綠色電力證書后，相應的電量不再享受國家可再生能源電價附加資金的補貼。2019年5月，國家發改委、國家能源局印發《關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》（發改能源〔2019〕807號），標志著可再生能源配額制以可再生能源電力消納責任權重的形式正式實施。2020年1月、10月，財政部、國家發改委、國家能源局印發《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》（財建〔2020〕4號）及有關補充通知（財建〔2020〕426號），首次明確了按照可再生能源發電項目全生命周期合理利用小時數核定中央財政補貼額度。
隨著產業技術進步、效率的提升，近年來新建風電、光伏發電項目成本不斷下降，當前已經具備平價上網條件，行業對平價上網也形成高度共識。在此背景下，2021年6月，國家發改委印發《關于2021年新能源上網電價政策有關事項的通知》（發改價格〔2021〕833號），這是風電、光伏發電正式步入無補貼時代后最具標志性意義的一項政策。對新備案集中式光伏電站、工商業分布式光伏項目和新核準陸上風電項目，2021年起中央財政不再補貼，實行平價上網。對新建項目，2021年不再通過競爭性方式形成上網電價，直接執行當地燃煤發電基準價，這釋放出清晰強烈的價格信號，有利于調動各方面投資積極性，推動風電、光伏發電產業加快發展。同時，考慮到部分用電企業希望與新能源發電企業直接開展市場交易購買綠電并支付更高價格，新建項目可自愿通過參與市場化交易形成上網電價，以更好地體現風電、光伏發電的綠色電力價值。
三、我國新能源發電參與電力市場現狀
1、新能源參與省內市場
中長期市場：新能源發電企業與其他常規機組一樣，按照自愿原則與售電公司、批發用戶簽訂中長期交易合同。
現貨市場：當前我國第一批八個電力現貨市場試點地區，新能源在絕大多數地區保障性收購、優先消納，按照電力現貨市場交易規則參與甘肅、蒙西、山西等三省區現貨交易。山西現貨試點中，新能源以報量不報價方式參與日前市場，以低邊際成本保障優先出清。甘肅、蒙西現貨試點中，新能源以報量報價方式，在日前市場基于中長期電量日分解曲線申報分段價格參與市場出清，以低邊際成本實現優先消納。從這三個現貨試點的試結算來看，新能源主要通過降低電價，甚至地板價、零價來獲取市場化電量空間。
2、新能源參與跨省跨區市場
中長期市場：主要有新能源外送交易、新能源與大用戶直接交易、新能源與常規能源省間發電權交易三種形式。新能源外送交易，一般采取新能源與煤電打捆外送，主要有“點對網”和“網對網”兩種形式。新能源與大用戶直接交易，目前主要是銀東直流跨區外送，采用“點對點”形式，送端為銀東直流3個配套電源企業及寧夏、青海、甘肅、陜西的煤電企業和風電、光伏發電企業，受端為山東電力用戶。新能源與常規能源省間發電權交易，目前主要是新能源與煤電的省間發電權轉讓和置換。
現貨市場：在中長期市場基礎上，國內探索建立了富余可再生能源電力跨省跨區現貨交易，可以更好地匹配新能源實際發電特性，是中長期交易的重要補充。
三、國外新能源參與電力市場機制
1、電價機制
從國際上來看，對新能源發展的電價支持機制主要分為固定上網電價機制（Feed-in Tariff，FIT）、溢價補貼機制（Feed-in Premium，FIP）、可再生能源配額制（Renewable energy Portfolio Standard，RPS）和綠證機制。
固定上網電價機制：根據各類新能源發電標準成本，政府直接明確規定其上網電價，電網企業按照政府定價無條件收購新能源上網電量，由此增加的額外購電成本由國家補貼或計入終端用戶銷售電價。如芬蘭、德國（2012年前）。
溢價補貼機制：新能源按照電力市場規則與其他常規電源無差別競價上網，同時政府為新能源上網電量提供溢價補貼，新能源上網電價水平為“電力市場價格+溢價補貼”，溢價補貼可為固定或浮動。如丹麥、荷蘭。2012年以后，德國新能源發電企業可以選擇固定上網電價機制，也可以選擇溢價補貼機制。
可再生能源配額制和綠證機制：政府以法律的形式對可再生能源發電市場份額做出的強制性規定，即電力系統所供電力中必須有一定比例（即配額標準）由可再生能源供應。綠色證書是對可再生能源發電方式進行確認的一種指標，可再生能源參與電能量市場出售電能并獲取與其發電量相對應的綠色證書，并將其在綠證市場上出售以獲取綠證收益。美國是世界上第一個實施可再生能源配額制的國家，目前美國絕大多數州都實施了配額制。
差價合約機制：英國于2013年后開始實施第三次電力市場改革，建立基于差價合約的長期合同制度，為新能源發電商提供清晰、穩定、可預測的投資激勵。其運作方式為：新能源發電商與政府簽訂雙向差價合約。當市場電價低于合約電價時，由政府向發電商補貼差價；當合約電價高于市場電價時，發電商需要向政府退還差價。這相當于由政府承擔市場電價波動的風險（甚至存在零電價、負電價等極端過補償情況），對發電商來說基本等同于固定上網電價機制。
2、交易機制
偏差考核機制：新能源發電出力預測精度不足，導致實際出力與預測出力存在一定偏差。國外電力市場普遍會有相應的考核機制，但相對常規機組而言更為寬松一些，以鼓勵新能源參加電力市場交易。如丹麥電力市場中，平衡責任代理商（Balance Responsible Party，BRP）可以參與日前、日內以及輔助服務市場（含平衡市場），采用雙價格結算機制（Two-Price Settlement System）。新能源發電作為BRP-P（Production，代表售電），若不平衡量與系統不平衡量相反，結算價格為日前市場價格；若不平衡量與系統不平衡量相同，結算價格為平衡市場價格。
調峰市場機制：新能源占比較高的電力市場，電力系統必須具備良好的調峰能力。國外除建立常規能源調峰機制外，還鼓勵新能源機組主動參與系統調峰，一般采取控制機組出力的方式。如北歐電力市場的負電價機制、愛爾蘭電力市場的新能源機組減出力獎勵機制。
投資保障機制：新能源占比較高的電力市場，整體出清價格水平較低。國外一般通過建立容量補償機制、容量市場及稀缺電價機制等保障常規機組合理收益，充分調動靈活調節性資源投資積極性，促進系統有效備用容量充足，實現電力系統長期安全穩定運行。如美國PJM市場的容量市場機制、得州市場的稀缺電價機制。
跨區交易機制：加大跨國跨區外送是解決風電、光伏等新能源發電全額消納的最有效手段。如北歐四國新能源占比較高，資源稟賦、負荷分布呈現明顯的區域不平衡性，跨國跨區交易十分頻繁，實現了電力資源在更大范圍內自由流動、優化配置。
四、我國新能源參與電力市場的路徑設計
隨著我國電力體制改革不斷深化，市場交易電量規模不斷擴大，新能源發電企業對參與電力市場已有預期，而且隨著發電成本持續下降，目前已經具備參與市場的競爭力。總體來說，新能源參與電力市場，必須堅持“有效市場”與“有為政府”相結合，妥善處理好市場建設與可持續發展之間的關系。既要發揮市場機制優化資源配置的作用，也要保障新能源產業可持續健康發展，不能影響社會資本對新能源產業的投資積極性。
對于新能源存量項目，參與電力市場必須以兌現政策為前提。保障利用小時數（合理利用小時數）以內的電量“保量保價”收購，保障利用小時數（合理利用小時數）以外的電量參與市場。保障性收購電量部分通過優先安排年度發電計劃、與電網公司簽訂優先發電合同（實物合同或差價合同）保障全額按政府核定電價收購；市場交易電量部分由新能源發電企業通過參與市場競爭方式獲得發電合同，電網企業按照優先調度原則執行發電合同。對于新能源增量項目，原則上全部電量參與市場。為避免短期內政策調整過大、保障新能源投資積極性，可考慮給予一定過渡期，過渡期內仍給予增量項目一定保障政策，過渡期結束后增量項目全部電量進入市場，同時要提前明確過渡期時限，穩定市場預期。
電力市場交易機制是決定市場運行效率和交易規模的關鍵因素。高效的交易機制可以促進新能源積極參與市場，實現資源優化配置。對于新能源參與跨省跨區電能交易，以中長期交易為主，同時結合短期跨省跨區富余新能源現貨交易。前者通過新能源與火電打捆形成穩定出力再進行外送，后者對新能源電量外送的針對性更強，方式更加靈活。對于新能源參與省內電能交易，仍以中長期交易為主，鼓勵以報量不報價或報量報價方式參與電力現貨市場。初期，新能源以報量不報價方式參與電力現貨市場，作為價格接受者優先出清，實現全額消納。這種模式和原來上報功率預測給調度類似，關鍵在于預測準確率。待條件成熟以后，新能源逐步向報量報價方式過渡。為降低新能源功率預測誤差、提高競爭力，可為其提供靈活的交易申報機制，如允許其在日內、實時市場二次申報量價曲線。
對于新能源占比較高的地區，要進一步完善調峰、調頻及輔助服務等激勵機制，可探索開展爬坡（快速升降功率）、系統慣性（系統瞬時穩定頻率變化的能力）等輔助服務交易品種。
五、有關建議
1、深入分析現貨試點運行情況，進一步優化新能源參與電力市場機制
作為全國第一批現貨試點，山西、甘肅在推進新能源參與市場方面先行先試、積極探索，基本形成了可執行的現貨市場規則體系，市場優化配置資源的效果初步顯現。隨著現貨市場長周期結算試運行，也逐步暴露出一些問題，如新能源中長期交易機制不夠靈活、現貨市場峰谷價差過低、超額收益回收機制不夠完善、用戶側參與度不高等，新能源企業普遍反映參與現貨市場后度電收益下降。建議在現有市場框架下，堅持問題導向，進一步完善山西、甘肅新能源參與市場的配套機制，如增加旬、周等交易頻次來提升中長期交易靈活性、適當放寬現貨市場限價和超額收益回收機制觸發門檻、分類分批推動用戶側參與市場等，邊運行、邊完善、邊總結，同時加強市場運行監控與風險防范，爭取今年實現不間斷連續結算試運行，為其他地區提供可借鑒的成功經驗。
2、充分吸收借鑒國外先進經驗，提出我國新能源參與電力市場頂層設計方案
從全世界范圍來看，在新能源發展初期，許多國家通過固定上網電價機制、溢價補貼機制、可再生能源配額制、綠證等政策鼓勵新能源產業發展，基本是以保障性消納為主，市場化機制為輔，不斷提升新能源在電力市場中的競爭力。隨著新能源快速發展、競爭力不斷提升，政府逐漸減少補貼，推動其平價甚至低價上網。此外，國外還在完善電量偏差處理機制、調峰調頻及輔助服務機制，推動新能源在更大市場范圍內消納等方面進行了很多探索和實踐，積累了很多寶貴經驗。目前來看，這些都基本符合我國新能源發展的趨勢及路徑選擇，國外新能源參與電力市場的經驗對我國具有很強的借鑒意義。建議充分吸收借鑒國外成熟經驗，提出一套符合我國基本國情、統籌考慮多元目標、具有可操作性的新能源參與電力市場頂層設計方案和實施方案。
3、充分考慮新能源出力特性，穩妥有序推動其參與全國統一電力市場體系。
新能源發電的優缺點都十分突出，在電力市場環境下，低變動成本使其在競價中占有絕對優勢，但新能源發電受天氣變化影響顯著，其波動性、隨機性、間歇性等特點決定了新能源在年度、月度交易中簽訂帶曲線的中長期合同難度很大，但現貨市場的運行又要求必須對新能源中長期合約進行結算曲線分解，以便與現貨市場有效銜接。局部新能源發電出力難以滿足購電需求物理合約曲線，這決定了新能源必須在更大市場范圍內統一優化配置，納入全國統一電力市場體系是未來發展的必然趨勢。建議在全國統一電力市場的交易機制設計中，一方面要充分考慮新能源發電的波動性、不確定性、低邊際成本等特點，研究建立適應新能源參與的多時間尺度的電力市場、縮短交易周期，加快推動各省級電力現貨市場建設，鼓勵新能源發電參與現貨市場，做好優先發電保障和市場化交易的銜接；另一方面要通過合理的投資保障機制，調動靈活調節性資源（特別是抽水蓄能和新型儲能）投資積極性，通過運行階段規則設計充分調動靈活性調節資源的潛力，保障電力系統長期安全可靠運行。
4、加快調峰、調頻等輔助服務市場建設，支撐高比例大規模新能源參與電力市場。
輔助服務是保障以新能源為主體的新型電力系統安全穩定高效運行的基礎。目前我國各地的輔助服務市場大多處于初步開展和探索的狀態，在緩解電網調峰壓力及新能源消納方面已初具成效，但成本疏導和分攤機制尚不清晰、亟待完善。建議優化調峰、調頻等現有輔助服務，創新開展備用、爬坡響應、系統慣性等輔助服務品種設計，促進系統靈活調節能力的提升。引導和培育更多市場主體參與輔助服務市場，鼓勵抽水蓄能、新型儲能、虛擬電廠、需求響應等新興市場主體發揮自身靈活調節能力，通過輔助服務市場獲取合理收益，實現電力系統運行效率更高、運行成本更低。推動輔助服務市場與現貨市場有序銜接、融合發展，通過現貨市場價格信號引導市場主體積極參與輔助服務市場。按照“誰受益，誰承擔”的原則，進一步完善用戶側市場主體分攤輔助服務費用機制，為逐步健全輔助服務市場體系奠定基礎。
做好新能源參與電力市場與可再生能源配額制、綠色電力交易等其他政策工具，市場機制有效銜接與協同，逐步建立以新能源為主體的新型、統一、綠色的電力市場發展路徑。
當前我國電力市場化改革與全國碳市場建設、可再生能源配額交易、綠色電力交易等都處在穩步推進、逐漸完善的過程。要充分發揮這些市場化機制、政策工具的優勢互補作用，從市場之間相互促進、協同激勵的角度出發，最終構建以新能源為主體的新型、統一、綠色電力市場體系。建議超前謀劃，及早部署研究面向新型、統一、綠色電力市場協同運行為最終目標的分階段市場形態演化模式、市場之間協同運行所具備的政策及機制條件、推進多市場之間協調運行的演進路徑與關鍵舉措等重大課題，逐步建立以新能源為主體的新型電力市場發展路徑，推動我國能源低碳轉型，助力碳達峰、碳中和目標的實現。近期可考慮試點建立綠色電力交易機制和市場體系，充分發揮市場在促進和保障綠色電力生產消費過程中的作用，充分反映綠色電力的環境價值，統籌激勵、引導需求側和供給側積極性，促進包括新能源在內的綠色能源快速發展。
