新能源参与电力市场的机制及政策研究

“双碳”目标背景下，我国能源转型不断加速，正在加快构建新型电力系统，未来新能源将实现跨越式发展，2030年新能源装机规模将超过12亿千瓦。同时，电力市场化改革不断深化，市场交易规模逐步扩大，已经形成了以省级电力市场为基础、以跨省跨区市场为突破、以全国统一电力市场为方向的电力市场体系，2030年新能源将全面参与市场交易。由于新能源发电具有波动性等特征，参与电力市场还面临着诸多问题和挑战。深入开展并做好新能源参与电力市场的机制及政策研究，对保障电力系统安全稳定运行、促进新能源大规模发展和消纳、加快能源电力清洁低碳转型具有重要意义。

国内基本情况

新能源发展及政策保障

随着“四个革命、一个合作”能源安全新战略的贯彻落实，我国能源转型战略不断推进，近年来形成了促进可再生能源发展和消纳的政策体系，以风电、光伏发电为代表的新能源发展成效显著，新能源装机规模迅速增加、利用水平稳步提升、技术装备水平显著进步、成本快速下降。

“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，提出2030年新能源全面参与市场交易，对新时代新能源发展提出了新任务、新要求。

新能源参与市场的情况

从新能源参与市场类型来看，主要包括电力市场、绿电市场、绿证市场、碳市场以及综合能源服务等新业态。

从参与市场的交易方式看，新能源占比低的地区以“保量保价”收购为主，执行批复电价，新能源占比较高的地区以“保障性消纳+市场化交易”结合方式消纳新能源，其中“保量竞价”电量参与电力市场，由市场形成价格。

从参与市场的程度看，2021年新能源总体参与市场的比例为30%左右，各省新能源参与市场交易的程度不同，市场化上网电量比例在15%～65%不等。

从参与市场的形态与品种看，新能源参与了包括省间及省内的中长期市场、现货市场、辅助服务市场等，交易品种有电力直接交易、自备电厂替代交易、发电权交易、合同转让交易、绿电交易等。

面临的问题和挑战

一是新能源环境价值没有适当体现，绿色消费有待提高。与传统电源相比，新能源除具有电能量价值，还具有绿色价值，但是绿色价值往往作为一种外部属性存在，在电价中没有得到比较精确的体现。当前，反映新能源绿色价值的配套政策相对滞后，绿色电力配额制尚未真正落地落实，绿证自愿认购的激励机制不足，绿色电力消费环境溢价的效用未体现，绿色电力消费证明缺乏唯一性，发电企业与电力用户通过绿电、绿证交易获得经济、环境效益的难度较高，没有充分调动全社会消纳绿电的积极性，不利于能源绿色转型以及“双碳”目标的实现。

二是新能源参与市场电价水平下降，可持续发展受到影响。由于新能源具有间歇性、波动性特点，在新能源高占比的地区，参与电力市场后的价格普遍走低，加之辅助服务分摊、系统偏差考核、新增配套储能，以及风机、光伏组件等上游原材料价格过快上涨等因素，运营成本将大幅增加，仅依靠电能量市场价格，无法回收投资成本，影响新能源的健康可持续发展。总体来说，当前新能源在市场中面临价格踩踏、曲线波动、偏差考核、政策影响等多重风险。

三是灵活性调节价值没有合理传导，系统调节激励不足。当前电力市场中对灵活性调节资源价值体现不足，提升系统调节能力的电价机制尚未形成;辅助服务补偿力度小、补偿机制不合理。2018年我国辅助服务补偿费用仅占上网电费总额的0.83%，远低于美国PJM市场的2.5%、英国的8%，辅助服务参与主体不全，尚未对虚拟电厂等新兴服务品种进行整体规划，且成本向用户侧疏导不畅;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。当前，电力资源配置以省(区)为主，省间市场以落实西电东送、北电南送战略、政府间框架协议为主，在此基础上开展小比例余缺互济，其时效性及灵活性难以满足大规模高比例新能源消纳需要，因此有必要建立更大范围优化的新能源消纳机制，统筹全网性调节资源，加大风光水火储一体化和联合优化调度。

国外情况及启示

国外新能源参与电力市场情况

从全世界范围来看，在新能源发展初期，许多国家通过固定上网电价机制、溢价补贴机制、“可再生能源配额制+绿证”、差价合约等政策机制鼓励新能源产业发展，基本是以保障性消纳为主，市场化机制为辅，不断提升新能源在电力市场中的竞争力。随着新能源快速发展、竞争力不断提升，政府逐渐减少补贴，推动其平价甚至低价上网。此外，国外还在完善电量偏差处理机制、调峰调频及辅助服务机制，推动新能源在更大市场范围内消纳等方面进行了很多探索和实践，积累了很多宝贵经验，对我国具有很强的借鉴意义。

国外启示

一是发挥政策补偿激励作用，促进新能源发展。国外新能源参与电力市场往往不考虑新能源的特殊性，与其他市场主体一样，平等参与电力市场交易，但是会配套建立额外的政策措施，保障可再生能源发电的合理收益。例如美国新能源基于可再生能源配额制及其配套绿证机制、差价合约、VPPA及套期保值等价格激励机制参与电力市场;德国基于溢价机制和招标机制等参与电力市场。通过配额制和绿证的机制体现新能源绿色价值，是国际通用的做法，从而保障新能源参与电力市场的收益。

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。

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