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摘要：根據(jù)建設全國統(tǒng)一電力市場體系的要求，我國明確到2030年新能源全面參與市場交易。近兩年隨著新能源發(fā)電裝機和發(fā)電量迅速增加，新能源參與市場進程加快，在電量消納和電價收益上面臨諸多原因?qū)е碌牟淮_定性。本文重點從與電力市場匹配和結合的角度，對比分析差價合約和底價保障兩種政府授權合約制度的優(yōu)勢和需要解決的問題，提出通過這兩種制度為新能源參與電力市場提供基本收益，以及在電力現(xiàn)貨和中長期市場保障新能源優(yōu)先交易和出清的政策提供建議。
關鍵詞：新能源；差價合約；競爭配置；電力市場
2025年是新一輪電力體制改革10周年，10年來我國基本建立了全國統(tǒng)一的電力市場總體框架和規(guī)則體系，初步建立了市場決定電力價格的機制。“十四五”期間，我國電力體制改革步伐加快，中長期電力市場建設有序推進，現(xiàn)貨市場建設提速，多元競爭格局初步形成，電力商品屬性凸顯，市場優(yōu)化配置資源的作用顯著增強，市場化交易電量大幅提升。同時，風光等新能源實現(xiàn)了躍升發(fā)展，2023年新增裝機超過2.9億千瓦，2024年前11個月新增裝機超過2.5億千瓦，同比增長25%，隨著各地新能源滲透率的持續(xù)提高，新能源參與電力市場的方式增加、范圍擴大、規(guī)模和比例迅速上升。政策方向上，《關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》（發(fā)改體改〔2022〕118號）文件明確了宏觀指引和目標，其后國家層面出臺了相關政策（見表1））[1-3] 。通過市場實現(xiàn)新能源增量項目優(yōu)化配置、各類新能源項目電量優(yōu)先上網(wǎng)和消納，已成必然趨勢。
一、近期態(tài)勢
（一）新能源參與電力市場方式多樣，范圍擴大，占比持續(xù)增加
從范圍看，2024年全國有20多個省份的新能源參與電力市場化交易，其中大部分為保障性收購加市場化的交易方式，部分省份增量平價項目全部參與市場，如新疆維吾爾自治區(qū)、青海、甘肅等。從電量及占比看，2023年全國新能源市場化交易電量6845億千瓦時，新能源參與市場電量比例為47%，同比提高7個百分點，如果扣除當年分布式新能源沒有參與市場因素，集中式風光參與市場的電量比例已超過55%；2024年部分分布式新能源也進入市場，再考慮集中式風光參與市場的電量比例增加，新能源參與市場的電量占比超過一半，后續(xù)將繼續(xù)增加。從方式看，各地電力市場建設的進程不同，新能源參與市場的方式呈現(xiàn)多樣化，省內(nèi)市場涵蓋中長期、現(xiàn)貨、輔助服務市場，交易品種涉及電力直接交易、自備電廠替代交易、發(fā)電權交易、合同轉讓交易、綠色電力交易等；省間市場有新能源與火電捆綁或聯(lián)營參與中長期交易，跨省區(qū)新能源現(xiàn)貨交易及跨省調(diào)峰輔助服務交易等。
（二）新能源直接參與電力市場的電能量電價逐步對標煤電可變成本
進入“十四五”時期，可再生能源陸續(xù)進入平價無補貼階段，2023 年開始所有新增項目不再享有國家可再生能源電價補貼。
2021年和 2022 年作為過渡期，國家政策規(guī)定新增風電和光伏發(fā)電項目享受按當?shù)厝济夯鶞蕛r的平價上網(wǎng)政策。2023 年以來，國家未頒布新能源電價政策，各地執(zhí)行方式不一，部分省份仍延續(xù)之前的政策，部分省份則以更大的力度推進新能源參與市場。2024 年之前新能源直接參與市場的電能量價格主要對標煤電的全成本電價，2024 年隨著煤電容量電價政策的實施，逐步改為對標煤電可變成本電價。未來隨著容量市場的建設，風電等有一定的置信容量，但光伏發(fā)電不配置儲能幾乎無置信容量，因此新能源逐步對標的仍將是煤電可變成本電價。
（三）10 余個省份已明確 2025 年新能源參與電力市場政策
2024年 11 ～ 12 月，全國 12 個省份陸續(xù)出臺了 2025 年新能源參與市場政策，集中式新能源均將不同程度地參與，分布式新能源主要是河北南網(wǎng)和山東出臺了政策、其他省份政策則不強制參與或鼓勵參與（見表 2）。此外，河北省發(fā)展改革委在 2024 年 11 月出臺的政策中明確了河北南網(wǎng)分布式光伏參與市場的時間表（見表 3）。對比上一年的政策，江蘇、廣東等部分東中部和南方省份推進力度加大，雖然分布式新能源參與市場的范圍相對有限，但從集中式新能源參與市場的推進速度來看，預期后續(xù)分布式新能源參與市場的進程將加快，逐步推進最終可能與集中式新能源參與市場程度拉平。
二、需要解決的問題
近兩年我國電力市場化程度推進較快，但在構建新型電力系統(tǒng)的大前提下，電力市場化建設并沒有完全圍繞構建新型電力系統(tǒng)重要特征之一的高比例新能源來設計和推進。如中長期電力市場交易電量占比過高，但同時推進新能源參與市場的步伐加速，造成現(xiàn)貨市場價格大幅度波動，實際難以真實地反映全部電量進市場由供需決定的價格。新能源參與市場亟需解決的主要問題如下：
（一）“量”上，從保障性收購向市場化消納和參與電力市場的過渡路徑不明確不清晰
首先，近兩年，隨著風光新能源裝機和電量的迅速增加，全額保障性收購執(zhí)行面臨現(xiàn)實困難。裝機方面，截至 2024 年11 月底，光伏發(fā)電在全部電源裝機中占比25.3%，風電占比 15.2%，合計新能源占比超過 40%，風光累計裝機合計 13.1 億千瓦，2025 年內(nèi)可能超過全國統(tǒng)調(diào)最高用電負荷。電量方面，優(yōu)先購電規(guī)模不到全社會用電量的20%，2024年前11個月風光發(fā)電量則占全社會用電量的18.4%。并且，二者之間存在電力電量需求在時間、地域上的不匹配，在光伏發(fā)電占比較高地區(qū)，其作為優(yōu)先發(fā)電呈現(xiàn)反調(diào)峰特性，對電力市場運行和規(guī)則帶來挑戰(zhàn)。
其次，全額保障性收購難以反映在風光利用率上。2024年以來部分省份實際限電率超過10%，如東中部以河南為例，2024年上半年無新增集中式光伏，集中式光伏等效利用小時數(shù)為484小時，限電率達到16%，主要是省內(nèi)分布式光伏尤其是戶用光伏裝機量近年來增量大，加上需要保障青豫直流電量消納，河南集中式光伏持續(xù)存在消納壓力；再如2024年上半年西北地區(qū)集中式光伏等效利用小時數(shù)不到600小時，其中新疆維吾爾自治區(qū)為597小時，同比降低93小時，考慮新疆維吾爾自治區(qū)太陽能資源情況，即使按照全年滿發(fā)交流側1500小時考慮，集中式光伏限電率也達到約20%。
（二）“價”上，現(xiàn)有機制下新能源參與電力市場度電收益將普遍下降
不考慮部分存量項目享受來自國家可再生能源發(fā)展基金的度電補貼，無論是存量項目還是增量項目，新能源電費收益將從三個方面得以體現(xiàn)，一是電能量價值，二是容量價值，三是綠色環(huán)境屬性價值。在容量收益方面，未來無論是容量電價還是容量市場，大部分新能源的容量收益都是有限的，風電有一定的置信容量，但一般認為在10%左右，收益有限，光伏發(fā)電如果不配備儲能等設施，則置信容量基本為零。綠色環(huán)境屬性收益方面，在綠證全覆蓋政策實施后，雖然采取了一系列提升綠證綠電需求的措施，但短期內(nèi)綠證供應量仍遠大于需求量，綠證價格走低，2024年初折合約1分/千瓦時，到年底則基本減半，綠證價格嚴重背離了其代表的唯一環(huán)境屬性所應體現(xiàn)的綠色環(huán)境價值。因此，近期新能源電量收益將主要依賴電能量收益。
電能量收益的不確定性和變動風險，是新能源參與市場最大的顧慮。一是在中長期市場，無論是直接參與中長期，還是綠電交易，風光的波動性面臨難以滿足分時段曲線簽約的要求，年度、月度分時段曲線考慮天氣預報因素是不可能完成的任務，分解至日前或周內(nèi)尚相對合理，新能源企業(yè)面臨較高的偏差費用風險；二是在現(xiàn)貨市場，新能源大量直接進入現(xiàn)貨市場，導致現(xiàn)貨市場價格與新能源出力高度相關，拉低市場價格水平，使各類電源成本回收困難，以邊際成本出清的現(xiàn)貨交易模式面臨巨大的挑戰(zhàn)；同時，如果現(xiàn)貨市場長時間保持地板價，也將拉低中長期交易價格，進一步影響各類電源的成本回收。這一點對于光伏發(fā)電影響尤為嚴重，風電雖然波動但可以全天候發(fā)電，影響相對小。從實際交易情況看，2024年上半年甘肅、新疆維吾爾自治區(qū)光伏中長期交易均價低于當?shù)厝济夯鶞蕛r超過30%，2024年下半年山東、蒙西、廣東、湖北、河北南網(wǎng)等現(xiàn)貨市場均出現(xiàn)白天零價甚至負價等“地板價”。隨著各地新能源滲透率的提高尤其是光伏發(fā)電出力集中，新能源參與市場電能量收益降低范圍擴大，幅度增加。沒有參與市場的有效機制，新能源直接“裸奔”參與市場導致的收益下降是顯而易見的。
（三）部分大型風光基地外送參與電力市場缺乏配套機制，面臨消納和經(jīng)濟性雙重問題
近年來，風機價格、光伏組件價格維持低位，風光在全國范圍內(nèi)實現(xiàn)低價上網(wǎng)。在不考慮配置新型儲能費用、產(chǎn)業(yè)配套等各類地方費用條件下，風電在“三北”地區(qū)的度電收益需求在0.10～0.15元/千瓦時，在東中部和南方地區(qū)陸上風電則在0.25～0.30元/千瓦時，海上風電再高出0.05～0.10元/千瓦時，“三北”地區(qū)風光大基地外送風電基本是有經(jīng)濟性的。但是光伏發(fā)電在不考慮限電的情況下，在東中部和南方地區(qū)的度電收益需求在0.2～0.3元/千瓦時，在“三北”地區(qū)則約為前述范圍的三分之二，差額僅為0.05～0.1元/千瓦時，尤其是西北地區(qū)遠距離外輸送至東中部，與東中部的分布式光伏相比，參與電力市場經(jīng)濟性較差。再考慮“三北”地區(qū)，無論是本地消納還是外送消納的利用率相對低的情況，更提升了到達落地端的度電成本。此外，各省份在電力市場進程也存在差異，省間壁壘在一定程度上制約新能源消納，各地消納政策、市場規(guī)則差異也是制約因素，大型風光基地外送參與受端電力市場需要相應的配套機制。
三、現(xiàn)行兩種政府授權合約機制分析
解決新能源參與市場“量”和“價”的問題，需要運用好規(guī)制和市場兩種手段，穩(wěn)定度電均價，保障新能源基本收益。
政府授權合約機制是可與參與電力市場相結合的，具有普適性和靈活性的制度。國際上對新能源參與市場情況并穩(wěn)定其度電收益采用了不同方式，其中政府授權合約機制已有多年實踐，代表性的機制包括英國2017年以來實施的差價合約（雙邊溢價）制度和德國2014年以來實施的競爭拍賣（單邊溢價）制度。這兩種政府授權合約制度，除了兼顧新能源與電力市場和保障項目的一定收益外，其普適性、靈活性也是優(yōu)勢，即可以通過制定具體政策及落實，對于所選定的技術，在一定時限內(nèi)、一定地域范圍內(nèi)、一定支持規(guī)模范圍內(nèi)實施，也可以全面實施。這樣能夠很好地兼容全國不同省份和地區(qū)電力市場的差異性、新能源發(fā)展階段及特征差異性。政府授權合約制度不可能包打天下，可以與新能源直接參與市場、綠證綠電交易市場、長期購電協(xié)議、部分項目，或部分電量保障性收購制度直接并行。
（一）差價合約（雙邊溢價）制度
差價合約制度是通過競爭配置確定新能源項目開發(fā)業(yè)主和合約價格。參與電力市場時，新能源直接按照電力市場規(guī)則參與市場交易，如果市場電價低于合約價，則偏差資金池向發(fā)電企業(yè)提供補償至合約價，反之發(fā)電企業(yè)向偏差資金池返還高出的部分，因此可視為雙邊溢價。
1.差價合約制度可以起到新能源穩(wěn)收益、穩(wěn)投資、穩(wěn)規(guī)模、促交易、保目標的效果和作用
一是穩(wěn)收益和穩(wěn)投資，差價合約制度下，新能源項目可獲得預期的電價和相對穩(wěn)定的電費收入，直接避免了收益的不確定性和風險，有助于開發(fā)企業(yè)投資和金融機構融資；二是促競爭和交易，新能源獲得相對穩(wěn)定長期收益預期的前提是在項目市場化競爭配置中勝出，競爭配置有助于去除項目開發(fā)不合理的非技術成本；三是穩(wěn)規(guī)模和保目標，通過差價合約機制及競爭配置，各地可將全部或部分新能源預期規(guī)模和裝機電量分解到各年安排，有利于穩(wěn)定市場規(guī)模。
2.差價合約制度設計需要考慮我國電力市場和新能源產(chǎn)業(yè)的特殊性
傳統(tǒng)的差價合約制度本身有一些局限性，此外我國新能源產(chǎn)業(yè)和電力市場有一定的特殊性，需要在差價合約制度設計中充分考慮。一是差價合約消除了新能源面臨的價格波動和現(xiàn)貨市場的節(jié)點價格信號，投資決策繼續(xù)以度電成本為主導，不利于新能源主動向增強靈活可靠的方向發(fā)展，無法引導新能源向節(jié)點價格較高的地區(qū)布局，可能使消納相對困難地區(qū)的消納問題更嚴峻；二是差價合約對應的環(huán)境屬性去向存在爭議，可以將差價合約理解為僅針對電能量，不包括環(huán)境屬性，也可以通過政策明確規(guī)定包含了環(huán)境屬性，但這樣就必須為受保障的環(huán)境屬性去設計再分配機制，增加了制度設計和操作難度，與可再生能源消納保障機制等制度銜接也更復雜；三是合約電價由競爭配置形成，在國內(nèi)新能源行業(yè)無論是制造業(yè)還是開發(fā)端不斷內(nèi)卷的態(tài)勢下，可能競爭配置出過低或顯著低于成本的價格，預期的穩(wěn)規(guī)模、穩(wěn)投資、穩(wěn)收益的作用打折扣，這一點可能與英德的情況完全不同，如英國因為設定的履約上限價格低，出現(xiàn)部分技術類項目沒有開發(fā)企業(yè)響應投標的情況；四是部分省份由于偏差資金分攤問題存在現(xiàn)實困難，如“三北”部分省份，新能源存量項目裝機和電量大，即使不考慮存量項目全額保障性收購轉政府授權差價合約的需求，單單考慮增量項目，當?shù)毓ど虡I(yè)用電量相對有限，偏差資金分攤推高終端電價的壓力較東中部和南方地區(qū)大很多。
3. 差價合約制度設計關鍵是長期合約、競爭配置、差價疏導和責權利
統(tǒng)一采用差價合約機制支持新能源參與市場，關鍵要明晰合約期限，確定合約方式、差價基準、差價疏導、合約電量曲線等核心問題）[4] 。
（1）合約期限。合約電價采用競配方式確定，合約期限的核心是長期，可以是10年、15年、20年或25年，也可以是累計等效利用小時數(shù)，合約期限及可能的曲線小時數(shù)分解作為競配邊界條件。
（2）合約電量。合約可以適用新能源發(fā)電項目的所有電量，也可以適用年度一定小時數(shù)內(nèi)的電量。前者理論上可以降低合約電價，但全部電量補償至合約電價的方式，不能激勵新能源企業(yè)提升預測出力曲線，雖然在市場邊界出清價格機制下沒有問題，但非邊界出清情況下有交易雙方聯(lián)手獲利漏洞。如果是后者，則需要約定合約電量曲線，由于電力市場不同時段價格差異大，沒有合約電量曲線則失去了合約意義。
（3）差價含義。差價被減數(shù)是合約電價，增量項目的合約電價通過競爭配置形成，競爭配置電價可以有兩種方案，一種是報價即中標價，另一種是邊界出清中標價，兩種方式對于開發(fā)企業(yè)參與競配時的報價策略有一定影響；存量項目的合約電價是燃煤基準價或競配電價（取決于項目原本適用的電價政策和水平）。合約電價反映的是新能源電能量價格，綠色價值可通過綠證交易體現(xiàn)，也可包含在合約中但需單列（即差價基準仍是合約的電能量價格）。差價減數(shù)是電力市場價格（現(xiàn)貨出清價格，或現(xiàn)貨市場同時段平均價格，或者其他交易價格）。需注意的是，在電力市場負電價時段不應執(zhí)行差價合約，這樣會帶來一些按目前政策不計入合理利用率的限電，但有利于提升系統(tǒng)整體的經(jīng)濟性，引導儲能等靈活設施和新能源合理布局。
（4）差價疏導。有效疏導是差價合約可以實施的前提，建立如英國差價合約機制類似的資金池存在難度，定期（如按年度）的預算需求也難以預估。建議差價由一定地域內(nèi)全部工商業(yè)用戶承擔，建立按月清算機制。
（5）責權利統(tǒng)一。政府授權差價合約在競配組織、差價疏導上應有責權利統(tǒng)一的原則。責權利統(tǒng)一可在一定程度上解決地方資源換產(chǎn)業(yè)和收取各類資源費用的問題，降低非技術成本。建議如果競配組織和電量消納在省級，則差價疏導至該省域全部工商業(yè)用戶，在地市則差價疏導在地市全部工商業(yè)用戶，對于跨省跨區(qū)消納和參與受端電力市場的項目，由受端省份組織競配或確定合約價格競配上限，差價分攤在受端。
（6）自愿原則。政府授權差價合約可作為新能源參與電力市場的一種方式，對于增量項目，可以與直接參與電力市場機制并行，即地方政府定期組織合約類項目競配（分布式新能源項目可以聚合競配或參照競配價格執(zhí)行），企業(yè)也可以自愿開發(fā)非競配類直接參與電力市場的項目，這主要是考慮部分新能源和可再生能源技術和項目參與市場有獲得更多收益的可能性，此外也給予企業(yè)更多開發(fā)和運營項目的機會，有利于擴大市場規(guī)模和增加綠色電量供給。
（7）單向機制。對于差價合約項目，企業(yè)可以在運營期間選擇取消合約轉向直接參與電力市場，但不能轉回，非競配類直接參與電力市場項目則不能轉向差價合約。這一單向機制有助于推進新能源市場化，但在競配組織時需關注企業(yè)僅以低價中標拿到項目為目的帶來惡性競爭的風險，即單向機制的具體規(guī)定需在機制設計時周全考慮。
（8）適用范圍。在與電力市場結合上，差價合約機制可適用于所有項目，既適用于增量項目，又適用于既往有補貼項目和已建成并網(wǎng)的無補貼平價低價上網(wǎng)項目，既可包括風光新能源項目，又適用目前還達不到平價上網(wǎng)水平的光熱發(fā)電、農(nóng)林剩余物發(fā)電、深遠海風電等項目。對于存量項目，差價基準需要與之前價格政策一致，小時數(shù)和曲線等則需要考慮與項目之前的全額保障性收購政策協(xié)調(diào)。存量項目采用差價合約帶來的問題是，對部分省份和地區(qū)直接帶來較高的“臺階式”偏差合約資金，短期內(nèi)看起來是增大了差價疏導難度，但存量項目由全額保障性收購改為差價合約，在政策直接銜接情況下，如果偏差合約資金增大，則電力用戶購電費用中上網(wǎng)平均電價是降低的，即電力用戶總購電成本沒有本質(zhì)變化，僅僅是分類別調(diào)整。對于增量項目和一些需要特別支持的目前尚達不到平價上網(wǎng)水平的技術，合約電量和偏差資金是逐步增加的，且隨著合約機制和市場的成熟，未來偏差為正為負都有可能，總體上無論是適用增量項目，還是適用全部項目適用，機制都可以相對平滑實施推進。
（二）底價保障（單邊溢價）制度
德國的競爭拍賣底價制度是通過競爭配置確定新能源項目開發(fā)業(yè)主，同時確定項目參與市場的保底價。新能源也是直接按照電力市場規(guī)則參與市場交易，如果市場電價低于底價，則偏差資金向發(fā)電企業(yè)提供補償至底價，如果市場電價高于底價，發(fā)電企業(yè)無需返還高出部分，因此可視為單邊溢價。這一制度本質(zhì)上是提供底價保障，平均度電收益雖不確定，但確定的是平均度電收益的最低水平，這是其與差價合約制度的根本區(qū)別。
1.底價保障制度與差價合約制度在項目競爭配置和參與電力市場操作上類似，優(yōu)勢和問題也類似，但也有一些區(qū)別點
一是由于綜合平均電價度電收益有一定的不確定性，在沒有規(guī)定競配最低價的情況下，競配時中標價格可能會更低，這樣在實際收益宏觀上基本不變的情況下，微觀項目層級又帶來收益的不確定性，且如果規(guī)定了最低競配價，過度補償?shù)目赡苄赃M一步增大；二是差價合約制度產(chǎn)生的偏差資金可正可負，底價保障制度產(chǎn)生的偏差資金只可能為正，工商業(yè)用戶承擔的分攤資金將增大，在“三北”地區(qū)實施的難度進一步加大；三是相對于差價合約，底價保障制度更有利于激勵新能源參與市場，也可與配置儲能、聚合方式結合，激勵新能源增強靈活調(diào)節(jié)能力，激勵提升出力預測的精確度。
2. 機制設計上，在差價合約制度關鍵點的基礎上，底價保障制度需要考慮的重點還有競配價格邊界
競配價格邊界需要考慮采用競爭配置最高價格還是最低價格，或是參考價格，相應地各類價格需要明確邊界確定的原則及條件，并且中標價格直接出清和邊界出清也會影響邊界設定的原則和條件。建議：如果采用競配最高價格邊界，可按照同類別項目、本省級地域內(nèi)資源相對較差地區(qū)、合理收益率（如資本金6%收益率）等條件下的所需的綜合度電收益水平確定；如果采用競配參考價格，可按照同類別項目、本省級地域內(nèi)資源相對較差地區(qū)、資本金0%收益率等條件下所需的綜合度電收益水平確定；如果采用競配最低價格邊界，可按照同類別項目、本省級地域內(nèi)資源相對較好地區(qū)、資本金0%收益率等條件下所需的綜合度電收益水平的一定比例（如80%、90%等）確定。如果是競配價格中標直接出清，可以采用相對寬松的測算邊界條件；如果是競配邊界出清形成中標電價，可以采用相對嚴格的測算邊界條件。
四、機制實施建議
我國明確碳達峰碳中和下必須構建新型電力系統(tǒng)，新能源在成為裝機主力后將逐步成為電量主力，電力市場體制和價格機制改革必須圍繞適應高比例新能源電力市場這一目標設計和推進。其中新能源參與市場的機制設計牽一發(fā)而動全身，需要以“保安全、促轉型、穩(wěn)規(guī)?！睘槟繕?，以系統(tǒng)思維統(tǒng)籌設計配套機制，推動新能源通過市場化方式消納和獲得合理收益。
（一）完善新能源參與電力市場交易機制，保障優(yōu)先交易和出清
邊界出清機制是電力現(xiàn)貨市場的基本特征之一，新能源零燃料成本特性決定其在市場價格為正時，即可實現(xiàn)自然優(yōu)先出清。在有電價補貼或額外綠證收益的情況下，如果沒有專門的政策規(guī)定（如電力市場電價為負時電價補貼取消），則在電力市場電價為負時，也有部分新能源電量可優(yōu)先出清。當市場為負電價（或負電價絕對值低于其他度電收益）時，新能源將自主切斷限發(fā)，但這樣的時段也表明此地域或節(jié)點其他電源最低出力加上新能源出力電量過剩，消納電量的物理空間不足，此時限制出力是需要的。
保障新能源優(yōu)先交易的核心，是新能源參與市場的進程與電力市場進程相匹配。在現(xiàn)貨市場新能源以報零電價為主，在出力集中變化時會形成杠桿效應，出清電價的變化是斷崖式的。因此電力市場機制設計和運行需充分考慮新能源的特點，一是新能源參與市場的進度要與現(xiàn)貨市場的進程、參與現(xiàn)貨的電量比例相匹配，如果新能源參與市場尤其是進入現(xiàn)貨推進過快，同時煤電等火電電量仍主要在中長期市場（我國2025年政策仍延續(xù)此思路[5] ），且煤電參與現(xiàn)貨市場也頻繁報低價和負電價，現(xiàn)貨市場不能正常反應日前和實時供需，則一方面新能源度電收益下降，另一方面主動限電率增加；二是機制設計應促進各類靈活性資源建設和運行，通過市場調(diào)節(jié)促進電力市場出清電價主要落在正電價水平上。
綠電交易是中長期市場的一個獨立子板塊，新能源作為綠電交易、簽訂較長期限的中長期合同，應作為政策鼓勵和推進的方向。中長期合同執(zhí)行需注重日前或周內(nèi)曲線分解，并將其作為電能量市場的邊界，使新能源中長期市場電量優(yōu)先交易。
（二）建立新能源參與電力市場獲得合理基本收益的機制
完善與新能源特性相適應的中長期電力交易機制，引導新能源供需雙方簽訂更長期限的中長期合同。采用政府授權合約機制，為增量新能源項目提供可預期的收益，逐步推動存量新能源項目入市，并通過合約機制基本達到“量”和“價”上的政策銜接。政府授權合約機制可以在差價合約和底價保障制度中二選其一。實施的范圍，要考慮增量和存量的區(qū)分和各地新能源發(fā)展空間，及終端電價成本分攤空間，與國家以及地方發(fā)展目標和規(guī)劃銜接等。
（三）大型風光基地跨省跨區(qū)外送參與電力市場機制以責權利對等為原則
對于“三北”地區(qū)風光大基地外送消納，尤其是光伏發(fā)電外送參與市場時空匹配、經(jīng)濟性相對差的情況，建議一方面通過風光儲一體化模式，使新能源類別間適度平衡；另一方面采用跨省跨區(qū)省間政府授權合約機制，以權責利對等原則，做好送受端綠電輸送、環(huán)境屬性分解和偏差資金的分攤。
（四）區(qū)分存量與增量，有效銜接全額保障性收購和參與電力市場政策
鑒于各地區(qū)電力市場進程、新能源發(fā)展進程和預期不同，對于新能源參與市場，存量、增量項目的劃分可有所差別。如果實施政府授權合約制度，目前看大部分省份有新能源消納和承擔合約偏差資金空間，可適度放寬新老劃斷時間點要求。此外，近兩年部分省份在新能源裝機規(guī)模較大且出臺了地方性政策，可以依據(jù)地方政策的延續(xù)性明確新老劃斷的時間點。
