中國儲能網訊：習近平總書記在中央財經委第二十二次會議上，提出加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系，指出有序推動新能源參與市場交易。由于新能源發(fā)電具有波動性等特征，參與電力市場還面臨著諸多問題和挑戰(zhàn)，迫切需要完善相關政策和市場機制。
中電聯(lián)組織完成了《新能源參與電力市場相關問題研究報告》，提出了相關政策建議，供政府有關部門和電力企業(yè)參考。
一、國內基本情況
（一）新能源發(fā)展及政策保障
隨著“四個革命、一個合作”能源安全新戰(zhàn)略的貫徹落實，我國能源轉型戰(zhàn)略不斷推進，近年來形成了促進可再生能源發(fā)展和消納的政策體系，以風電、光伏發(fā)電為代表的新能源發(fā)展成效顯著，新能源裝機規(guī)模迅速增加、利用水平穩(wěn)步提升、技術裝備水平顯著進步、成本快速下降。
“雙碳”目標背景下，我國明確2030年風電和太陽能發(fā)電總裝機容量達到12億千瓦以上，提出2030年新能源全面參與市場交易，對新時代新能源發(fā)展提出了新任務、新要求。
（二）新能源參與市場的情況
從新能源參與市場類型來看，主要包括電力市場、綠電市場、綠證市場、碳市場以及綜合能源服務等新業(yè)態(tài)。
從參與市場的交易方式看，新能源占比低的地區(qū)以“保量保價”收購為主，執(zhí)行批復電價，新能源占比較高的地區(qū)以“保障性消納+市場化交易”結合方式消納新能源，其中“保量競價”電量參與電力市場，由市場形成價格。
從參與市場的程度看，2021年新能源總體參與市場的比例為30%左右，各省新能源參與市場交易的程度不同，市場化上網電量比例在15%~65%不等。
從參與市場的形態(tài)與品種看，新能源參與了包括省間及省內的中長期市場、現(xiàn)貨市場、輔助服務市場等，交易品種有電力直接交易、自備電廠替代交易、發(fā)電權交易、合同轉讓交易、綠電交易等。
（三）面臨的問題和挑戰(zhàn)
一是新能源綠色價值沒有充分體現(xiàn)，不利于能源綠色轉型。當前反映新能源綠色價值的配套政策相對滯后，綠色電力配額制尚未真正落地落實，綠證自愿認購的激勵機制不足，綠色電力消費環(huán)境溢價的效用未體現(xiàn)，綠色電力消費證明缺乏唯一性，不利于能源綠色轉型以及“雙碳”目標的實現(xiàn)。
二是新能源參與市場電價水平偏低，不利于行業(yè)健康可持續(xù)發(fā)展。在新能源高占比的地區(qū)，新能源參與電力市場后的價格普遍走低，加之輔助服務分攤、系統(tǒng)偏差考核等因素，新能源在市場中面臨價格震蕩、曲線波動、偏差考核、政策影響等多重風險。
三是靈活性調節(jié)價值沒有合理傳導，不利于系統(tǒng)安全運行。當前電力市場中對靈活性調節(jié)資源價值體現(xiàn)不足，輔助服務補償力度小、補償機制不合理，以省為邊界的新能源消納機制還不能滿足未來新能源大規(guī)模發(fā)展消納的需要。
二、國外情況及啟示
（一）國外新能源參與電力市場情況
從全世界范圍來看，在新能源發(fā)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、差價合約等政策機制鼓勵新能源產業(yè)發(fā)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。
報告對常用的四種可再生能源激勵模式進行了比較，分析了優(yōu)缺點，充分借鑒國外經驗和教訓。
（二）國外啟示
一是發(fā)揮政策補償激勵作用，促進新能源發(fā)展。二是優(yōu)化市場機制，適應新能源的特性。三是發(fā)揮市場價格信號作用，提升系統(tǒng)調節(jié)能力。四是建立可調節(jié)性電源投資保障機制，保障系統(tǒng)充裕度。五是發(fā)揮區(qū)域聯(lián)網和多能互補的作用，保證系統(tǒng)可靠性。
三、有關政策和市場機制建議
（一）完善體現(xiàn)新能源綠色價值的政策體系
為穩(wěn)妥推進新能源參與電力市場交易，需要從政策和市場發(fā)力，充分考慮新能源的特點，盡快建立和完善體現(xiàn)新能源綠色價值的政策體系，優(yōu)化完善符合新能源特點的電力市場體制機制，以此為前提和基礎，推動新能源逐步進入市場交易。
報告提出了新能源參與電力市場的分階段實施路徑建議方案：
第一階段（當前到2025年），建議采用“保障性消納+市場交易”的模式，加快建設“配額制+綠證”政策體系，引導用戶逐步參與綠色電力消費。
第二階段（2025年-2030年），建議全面實施“強制配額制+綠證”制度，以強制配額制+綠證制度作為新能源平等參與市場的前提條件，同時，盡快建立“電-碳-證”市場協(xié)同機制。
第三階段（2030年以后），新能源全面參與電力市場交易，形成“市場+綠證”的正常運轉機制，全社會共同承擔新能源消納責任。
為實現(xiàn)上述路徑，具體建議如下：
一是在過渡期采用“市場交易+溢價補貼”模式。在第一階段考慮采用市場價基礎上增加溢價補貼的方式，有序推動新能源參與市場。建立更加有效的可再生能源消納權重分解機制，將消納責任從各省細化分解至售電公司和電力用戶。
二是盡快建立“強制配額制+綠證交易”制度。政府確定用戶用電量中新能源配額比例，建立相應考核機制，用戶通過購買新能源綠證完成配額責任；明確綠證是我國綠色電力消費的唯一憑證，統(tǒng)一將綠證數(shù)量作為綠電消費量的衡量標準，理順綠證價格形成機制，統(tǒng)籌綠證和綠電交易體系，建立統(tǒng)籌綠證與消納量的監(jiān)測核算體系。
三是同步探索“電-證-碳”機制銜接。理順“電-證-碳”市場的關系，電力市場負責電力商品交易，綠證市場負責可再生能源的綠色電力屬性，碳市場負責約束化石能源的溫室氣體排放。確保綠色環(huán)境權益的唯一性，加強各個市場平臺間的數(shù)據交互，打通綠色電力證書與碳市場之間的流通環(huán)節(jié)。
（二）建立適應新能源特性的市場機制
一是優(yōu)化新能源市場交易和合約調整機制。增加新能源調整曲線的機會，縮短交易周期，提高交易頻率；在中長期交易合同中設立調整條款，約定調整方式、調整范圍和價格機制；允許不同電源品種之間自由轉讓市場合同，增加市場合同的流通性。
二是建立政府授權的中長期差價合約機制。通過與政府授權電網企業(yè)或保底購電企業(yè)場外簽訂新能源差價合約的方式，產生的損益由全體工商業(yè)用戶分攤或分享，制定合理的新能源保障利用小時數(shù)，實現(xiàn)與市場交易規(guī)則的有效銜接，并合理疏導政府授權合約費用。未來隨著新能源技術及成本的變化，以及綠色電力消費配套政策的實施進展情況，可采取政府授權合約退坡或調整基準價格的方式進行調整。
三是完善新能源參與跨省跨區(qū)交易機制。加快全國統(tǒng)一電力市場建設，研究建立統(tǒng)一規(guī)范的規(guī)則體系和技術標準；持續(xù)提升特高壓工程利用效率，提高新能源外送占比；不斷優(yōu)化跨省區(qū)交易組織方式，統(tǒng)籌做好省間交易組織，強化省間市場與省內市場、中長期與現(xiàn)貨市場協(xié)同。
四是建立集中式新能源聯(lián)營參與市場的機制。對于新能源集中外送，特別是以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風電光伏基地，可探索將風、光聯(lián)合參與市場，通過內部聚合平衡的方式，提高新能源出力預測精度和出力穩(wěn)定性，自發(fā)調整新能源發(fā)電曲線，平抑波動性。
（三）建立支撐新能源發(fā)展的引導機制和手段
一是發(fā)揮市場配置資源的作用，激發(fā)調節(jié)潛力。通過完善輔助服務管理機制和輔助服務市場，合理補償調節(jié)成本，激勵市場主體主動提高調節(jié)能力；按照“誰提供、誰獲利，誰受益、誰承擔”原則，疏導輔助服務成本；針對高比例新能源電力系統(tǒng)運行特性，探索快速爬坡、轉動慣量等新品種；激勵新能源企業(yè)不斷提高涉網性能，優(yōu)化參數(shù)設計，促進新能源企業(yè)在保證電力系統(tǒng)安全管控運行方面發(fā)揮更大的作用。
二是改進新能源功率預測機制，完善支撐手段。加強新能源企業(yè)功率預測技術和管理水平，鼓勵新能源企業(yè)之間進行數(shù)據共享，持續(xù)推動新能源功率預測精度提升工作。整合國家和區(qū)域新能源功率預測的資源，建議建立國家級新能源出力預測系統(tǒng)，采取新能源購買系統(tǒng)服務的方式，減少單個企業(yè)建設成本，提高功率預測準確率。
