全文｜新能源参与电力市场相关问题研究报告

习近平总书记在中央财经委第二十二次会议上，提出加快建设全国统一电力市场体系，指出有序推动新能源参与市场交易。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，迫切需要完善相关政策和市场机制。

中电联组织完成了《新能源参与电力市场相关问题研究报告》，提出了相关政策建议，供政府有关部门和电力企业参考。

一、国内基本情况

（一）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。

（二）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。

（三）面临的问题和挑战

一是新能源绿色价值没有充分体现，不利于能源绿色转型。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，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偏低，不利于行业健康可持续发展。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。

三是灵活性调节价值没有合理传导，不利于系统安全运行。当前电力市场中对灵活性调节资源价值体现不足，辅助服务补偿力度小、补偿机制不合理，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。

二、国外情况及启示

（一）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。

报告对常用的四种可再生能源激励模式进行了比较，分析了优缺点，充分借鉴国外经验和教训。

（二）国外启示

一是发挥政策补偿激励作用，促进新能源发展。二是优化市场机制，适应新能源的特性。三是发挥市场价格信号作用，提升系统调节能力。四是建立可调节性电源投资保障机制，保障系统充裕度。五是发挥区域联网和多能互补的作用，保证系统可靠性。

三、有关政策和市场机制建议

（一）完善体现新能源绿色价值的政策体系

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，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，优化完善符合新能源特点的电力市场体制机制，以此为前提和基础，推动新能源逐步进入市场交易。

报告提出了新能源参与电力市场的分阶段实施路径建议方案：

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。

（二）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。

（三）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；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。

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，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，提高功率预测准确率。