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。