我国已成为全球最大的新能源生产国，随着碳达峰碳中和、构建新型电力系统等战略目标的提出，未来新能源还将迎来大规模、高质量发展。随着新能源电量占比逐步提升，全额保障性收购制度将难以为继，新能源参与市场竞争是大势所趋。但新形势下新能源入市仍面临诸多挑战，唯有直面问题与困难，加快建立促进绿色能源生产消费的体制机制，充分发挥市场配置资源的决定性手段，更好发挥政府作用，才能实现高比例新能源高效利用，助力新型电力系统的构建以及“双碳”目标的实现。

新能源参与市场面临的新形势

全额保障性收购制度难以落实到位

近年来，我国部分省区出于新能源规模化发展超预期、企业降低用能成本诉求强烈等实际考虑，自行降低了最低保障性利用小时数，推动更多新能源电量参与市场交易。根据2019年全国人民代表大会常务委员会执法检查组关于检查《中华人民共和国可再生能源法》实施情况的报告，早在2018年，部分省份风电、光伏的实际保障性收购利用小时数就已低至800小时甚至不足500小时，远低于国家规定的风电1800小时、光伏1500小时，新能源实际利用小时数中，大部分电量属于低价市场化交易。随着新能源大规模快速发展，出现类似情况的地区在逐步增加，全额保障性收购制度难以落实到位已成现实。

2021年10月，国家发展改革委相继印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号，以下简称“1439号文”）、《关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》（发改办价格〔2021〕809号，以下简称“809号文”），明确取消工商业目录销售电价，推动全部工商业用户进入电力市场，暂未直接参与市场交易的由电网企业代理购电。按照文件要求，电网企业保障用户仅剩居民、农业，代理购电工商业用户规模也将逐步缩小，而电网企业收购的保量保价优先发电量不能超过其代理和保障用户的电量规模。当前电网企业作为新能源保障性收购的唯一购买方，极有可能出现优先发用电计划难以匹配，由电网企业全额保障性收购的方式难以为继。

新能源利用成本呈上升趋势且逐渐显性化

近年来，随着行业技术进步和产业升级，新能源投资建设成本已显著下降，大部分地区具备平价上网条件，部分地区有望实现低价上网。然而，平价、低价上网并不等同于平价、低价利用。高比例随机性、波动性、间歇性新能源利用必须依靠调节性、支持性电源以及输配电网络的支撑。随着新能源电量比例提升到一定程度，电力系统调节成本、备用成本和容量成本将明显上升，该部分成本在计划体制下为隐性成本，多由传统电源主体隐性承担或经电网企业输配电价疏导。由于隐性成本难以明晰各方权责，无法充分调动灵活调节资源的积极性，长期来看不利于资源优化配置，影响系统运行的安全可靠性和经济性。随着电力体制改革和电力市场建设的不断深入，高比例新能源利用的系统成本已初步显性化，未来通过市场化方式体现经济责任，引导合理投资和经济消纳是大势所趋。

电力市场体系建设进入新时代

2022年1月，国家发展改革委、国家能源局印发了《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“118号文”）。作为电改9号文以来国家电力市场建设纲领性文件，118号文提示电力体制改革和市场建设应回归顶层设计和系统思维，标志着电力市场建设由以省为实体“各自为战”、不同市场功能局部优化的阶段，进入跨省跨区协同融合、跨市场功能协同优化的新阶段。一是针对当前掣肘电力市场体系建设的省间市场矛盾，明确提出稳步推进省/区域电力市场建设，引导各层次市场协同运行，建立多元市场主体参与跨省跨区交易的机制，支持发电企业自主选择和售电公司、用户直接交易，加强跨省跨区与省内市场在经济责任、价格形成机制等方面的衔接。二是强调电力市场功能结构的总体设计，完善电力市场体系功能，细分电力现货市场、中长期交易和辅助服务市场和各自的作用。三是着重构建适应新型电力系统的市场机制、提升电力市场对高比例新能源的适应性，鼓励新能源报价报量参与市场的同时，报价未中标电量不纳入弃风弃光电量考核，引导各地根据实际情况，建立市场化发电容量成本回收机制，通过在电力市场中界定可靠性容量价值，解决高比例新能源地区低利用小时数的常规机组固定成本回收问题等。2022年3月，《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2022〕129号，以下简称“129号文”）随后印发，明确提出加快建设电力现货市场的总体要求，标志着电力现货市场建设全面开展。随着较为完备的电力市场体系逐步构建，市场化的价格形成机制进一步理顺，新能源入市有望具备更好的基础条件。

新能源参与市场

面临的问题与挑战

配套政策准备好了吗？

新能源入市前，在全额保障性收购制度下可以享受“保量保价”政策，即电量方面优先消纳，电价方面享受政府定价，大部分存量项目还享受度电补贴，收益基本上由实际上网电量决定，具有相对稳定的收益预期。新能源入市之后，尽管电量方面相对来说仍然可以优先消纳，电价与收益方面却面临三大风险：一是价格风险。竞争性电力市场中，交易价格随行就市，新能源参与市场交易原则上在同一时段、同一地理位置与传统煤电同质同价，供需宽松的时段和区域将面临降价。现货市场中，市场分时价格波动则更大，风险加剧。二是曲线风险。曲线风险主要是由新能源出力波动性、间歇性造成的，新能源发电出力曲线难以与用户的用电曲线匹配，因此其负荷高峰卖高价的电量相对较少，负荷低谷卖低电价的电量相对较多，导致即使与煤电同质同价，全年下来结算均价也很难与煤电价格持平。三是偏差风险。偏差风险主要是由新能源出力随机性造成的，当前各地新能源出力预测偏差仍然较大，在现货市场中需要为预测偏差引发的平衡成本付费，即出力超出部分往往低价卖出，出力不足的部分往往需要高价被替发。从近几年各地新能源参与市场的情况来看，新能源入市后收益均有不同程度的降低，运行现货市场的地方尤为明显。新能源入市之后的收益预期非常不稳定，将影响投资主体积极性，是新能源入市之后的一大挑战。

与传统电源相比，新能源除具有电力价值，还具有环境价值。但由于当前消纳责任权重尚未真正落地落实，绿电交易机制与绿色证书制度等配套政策也有待进一步理顺，新能源的绿色环境价值尚未充分体现，全社会消纳绿电的积极性无法充分带动，不利于推动新型电力系统构建以及碳达峰、碳中和目标的实现。

市场机制建设如何？

适应高比例新能源电力系统的市场机制体系有待进一步健全，是当前新能源参与市场面临的又一挑战。

一是价格机制需要进一步理顺。理顺价格形成机制，有利于调动传统电源提升顶峰能力、调节能力的积极性，提升高比例新能源电力系统运行的安全性，有利于实现资源在更大范围的优化配置，实现系统高效运行。理顺价格形成机制是一项系统工程，不仅需要智慧，也需要决心。2021年下半年以来，我国经历了一轮严重的“电荒”，暴露出电煤价格市场化与煤电价格尚未完全市场化而带来的“煤电顶牛”矛盾问题，国家也正是以此为契机推动了燃煤发电上网电价市场化改革，成为新一轮电力体制改革过程中的里程碑事件。当前煤电价格形成机制问题得到了较大程度的解决，但包含新能源送受电在内的跨省跨区价格形成机制等问题，由于涉及地域多、范围广，同时关系到送受端发电、电网、用户各方切身利益以及市场运营机构的权责，牵一发而动全身，改革的阻力比较大，目前仍没有重要进展，是本轮电改过程中公认的“疑难杂症”。

二是进一步提升电力市场对高比例新能源的适应性。118号文已经对提升电力市场对新能源的适应性提出明确要求，但目前具体落实不够，也是造成新能源入市后收益风险加大的重要原因。当前中长期交易机制灵活性和流动性较差，尤其在运行现货市场的地区难以满足新能源交易需求，具体表现在以下几点：第一，中长期交易多为曲线交易，新能源与用户发用电曲线难以匹配，新能源企业为实现成交，往往在交易曲线方面作出妥协，导致曲线偏差风险加大。第二，中长期交易品种缺乏标准化，进而导致流动性较差，客观造成一旦成交，很难转让，进一步加大交易风险，目前部分地区尝试约定典型曲线的方式提升标准化和流动性，但效果有限。第三，中长期交易多为年度和月度交易，周以内的交易较少，连续滚动交易仅个别现货试点地区进行了探索，难以充分适应新能源距离实时运行越近预测误差越小的特性。第四，一些运行现货市场的地区，新能源除通过现货价格承担平衡偏差之外，可能还面临超额收益回收、两个细则、执行偏差考核、强制降价打捆、曲线强制分解等多重“考核”，其中一些考核可能存在重复性，进一步降低新能源入市的收益。

不合理行政干预难题如何破解？

现阶段电力市场建设过程中，一些地方因发展经济、降低企业用能成本、招商引资等需要，通过行政手段“限价格”“搞专场”等方式，向特定企业分配便宜电等情况依然存在。例如，部分地区为使不同电力用户享受到不同的电价优惠，针对特定用户分批次开展交易，对新能源交易电量、交易价格进行不同程度的限定。不合理干预本质上是将计划手段凌驾于市场之上，不可避免地对市场造成了干扰，虽然在短期内使部分用户享受到了电价优惠，但长远来看，不利于推动用户侧承担消费绿色电力的社会责任和实现可再生能源的可持续发展，最终损害的是全社会福利。1439号文明确提出，各地不得组织开展电力专场交易，对市场交易电价在规定范围内的合理浮动不得进行干预，国家有关部门将加强指导，对地方不合理行政干预行为及时督促整改。破解不合理行政干预难题涉及重大利益调整，考虑央地之间、地方不同主管部门之间在电改目标、政策导向方面存在差异，仍然任重道远。

有关建议

合理设计并持续完善配套政策

在我国“双碳”目标、电力体制改革的背景下，尽快明确新能源配套政策的大方向，是推动新能源公平参与市场竞争的基础前提。

一是统筹考虑当下实际和长远发展，优化全额保障性收购制度，加强与电力市场建设的协同。初期可考虑存量项目保障性收购小时逐步退坡，并明确退坡路径，尽可能给予新能源企业政策稳定性和可预期性，在电价上行周期鼓励新能源自愿选择参与市场交易，自行承担市场收益和风险。新增项目不再实施全额保障性收购政策，上网电价通过竞争性配置方式形成，探索通过政府授权合约方式与市场衔接，也可自主选择直接参与交易。完善保障性收购政策成本疏导机制，考虑能源低碳转型惠及全社会，因保量保价收购新能源与市场价格双轨形成的不平衡资金属于保障性政策成本，建议逐步向全体用户疏导。

二是进一步健全可再生能源消纳责任权重机制，加强与绿色证书制度的衔接。优化各省区可再生能源电力消纳责任权重指标，酌情减少对各地历史消费情况和完成难易程度的考虑，适当增加对新能源发展利用目标的考虑，制定更加合理的消纳责任权重，并把消纳责任权重落实到每个用电主体。强化消纳责任权重刚性约束，对于未完成消纳责任权重的主体实施惩罚电价，激发全社会绿色电力消费潜力，共同承担新能源消纳责任。健全绿色电力证书、碳排放权交易等制度，加强统筹衔接，充分体现新能源的绿色电力价值，促进新能源健康可持续发展。

提升电力市场对新能源的适应性

一是进一步理顺新能源电网电价形成机制，减少不合理行政干预。市场设计要为新能源和其他主体提供公平的竞争环境，不因新能源边际成本、议价能力弱低刻意压低交易价格，不开展以降价为目的的专场交易，加强价格监管，充分还原新能源作为电力商品的真实价值，依靠市场机制实现新能源的经济消纳率。持续完善弃风弃光考核标准，129号文已明确，对于新能源因考虑经济性不高而通过报价自愿产生的弃风弃光不纳入弃风弃光考核，需要推动各地落地落实，同时逐步将追求95%消纳率的政策导向，转化为追求新能源消费电量占比的目标。加快研究跨省跨区价格形成机制，允许新能源发电企业自主选择与火电打捆，或自主与受端用户协商用电曲线，并按照129号文要求加强省间与省内市场的衔接。

二是完善市场交易机制，提升对高比例新能源的适应性。考虑新能源出力特性，不应强制要求新能源企业签约较高的年度、月度交易电量比例。中长期交易牵头部门与现货市场建设牵头部门加强统筹，完善交易机制，将曲线交易逐渐转变为标准化的中长期交易品种（比如峰谷平单独交易或者各时段单独交易），允许发电企业、用户既可买入又可卖出电量，提升中长期交易的流动性，缩短交易周期，提升交易频次，给予新能源足够机会调整交易合同。现货市场建设初期，可适当降低新能源偏差考核标准，尤其避免重复考核。加强信息披露，提升信息披露的及时性、准确性和信息获取的便利性，使新能源主体及时获取充足市场信息进行价格预测和风险控制。

新能源企业提升自身风险防范能力

新能源企业应加强自身能力建设。一是提升出力预测能力以及现货市场价格预测能力，结合日典型曲线、工作日与周末特性、季节性等特征，分析新能源出力特性以及与价格曲线的匹配程度，对参与市场风险有总体把控，作为制定市场交易策略的基础。二是结合当地电力市场建设情况制定交易策略，尤其是中长期交易灵活性、现货市场价格限值，以及自身对风险的承受能力，确定年度、月度等各个交易周期的交易电量比例，制定对于价格风险、偏差风险的对冲策略。例如，可在年度、月度市场将确定能够发出的基础电量以较高的价格锁定，在月度以内逐步调整交易曲线，随着临近实时运行，尽量逼近实际出力曲线。考虑到短期和超短期偏差将通过日前市场和实时市场进行买入卖出，尽量不要过早提前锁定全部电量，以避免为预测偏差付出过多的平衡成本。综合考虑发电经济收益，必要时可以策略性选择弃风弃光，提升自身收益能力和全社会福利。三是结合价格预测进行投资选址。运行电力现货市场的地区，新能源所在地理位置，很大程度上决定了电价的走向。因此投资选址非常重要，通常贴近负荷中心的地区电价较高，输电线路阻塞严重的送出地区往往是价格洼地。必要时需要通过市场仿真，测算投资收益率。（本文仅代表个人观点） 

原标题：新形势下新能源如何迎战电力市场