經過近四十余年的發展，我國新能源已經從起步階段步入成熟階段。同時，隨著電力體制改革的逐步深化，可再生能源參與市場化交易的規模正不斷擴大。通過電力市場機制的完善和市場模式的創新，不但可以進一步發揮電力市場在促進新能源的投資、生產、交易和消納等方面的作用，更能為能源清潔低碳轉型提供支撐作用，助力碳達峰碳中和目標的實現。
促進新能源消納的機制演變
為了保障和促進新能源的消納和發展，我國通過全額保障性收購、可再生能源電力消納責任權重、綠色電力交易等不同方面建立和實施了一系列相關政策機制措施，并起到了積極作用。
。ㄒ唬┍Ｕ闲圆⒕W消納——產業發展的基本制度
與傳統能源發電不同，新能源具有間歇性特征，出力隨機波動性強，尤其在產業發展的初期階段，尚不具備與常規能源電力的經濟競爭力。為保障新能源電力并網，2006年起實施的《可再生能源法》規定了可再生能源電力的全額收購和強制入網制度，對促進可再生能源產業的快速發展產生了重要影響。
隨著可再生能源項目規模的不斷擴大，并網裝機容量迅速增長，但風電、光伏項目的棄風棄光率攀升，全國平均值一度高達18%和11%，產業迎來消納難題。為此，國家能源主管部門先后建立和出臺了“可再生能源全額保障性收購制度”“清潔能源消納行動計劃（2018—2020年）”等一系列政策機制及配套措施，通過核定重點地區風電、光伏項目的最低保障收購年利用小時數，設定消納紅線和建立新能源消納預警機制等對保障性消納作出完善，可再生能源消納形勢得以好轉，風電、光伏利用率長期保持在較高水平。
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除發電側的可再生能源全額保障性收購機制外，用電側引導可再生能源消費也是促進消納的重要方面。2019年5月，國家能源主管部門發布《關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》，按省級行政區域對電力消費規定可再生能源電量比重，通過目標分解并逐步提高消納責任權重指標，各市場主體公平承擔可再生能源的發展和消納責任。這不僅從用電側拉動了可再生能源消費。也更是成為落實國家非化石能源消費占比目標和推動可再生能源開發建設及利用的一項重要保障。
此外，按照此機制的設計要求，綠色電力證書可以作為各承擔消費責任的市場主體完成考核目標的補充方式。
（三）參與市場交易一直是政策鼓勵方向
在保障性收購和消納機制基礎之上，為進一步緩解新能源消納矛盾，我國部分地區陸續開展了新能源市場化交易的探索。特別是2015年新一輪電力體制改革啟動，在《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發[2015]9號）及配套文件，明確優先安排納入規劃的風電、太陽能等可再生能源保障性發電，并鼓勵其嘗試參與直接交易，為可再生能源參與電力市場交易打開空間。
2016年國家發改委發布的《可再生能源發電全額保障性收購管理辦法》，其中規定可再生能源項目年發電量分為保障性收購和市場交易部分，保障性收購小時數以外的電量鼓勵參與市場化交易消納。至此，可再生能源全額保障性消納開始與市場化消納并行推進。
此外，2017年開始試行的綠色電力證書機制以及2019年啟動的綠電交易，均為可再生能源參與市場化交易的重要模式。其中，綠證是可再生能源電量環境屬性的唯一證明，也是認定可再生能源電力生產與消費的唯一憑證，而綠電在組織交易、電網調度、價格形成機制等方面具備優先地位。
隨著2022年《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》的發布，新能源將在2030年全面參與市場交易，標志著可再生能源向市場化消納轉變向前邁出了重要一步。
新形勢下新能源全額保障性消納面臨的問題
隨著“雙碳”目標的落實，我國新能源正向更大規模發展，截至2023年底，我國新能源和可再生能源裝機規模達到了15.2億千瓦，歷史性超過火電裝機，成為電力裝機主體；2023年新能源發電量約3萬億千瓦時，占全社會用電量的1/3，其中風電、光伏發電占比約15.8%。預計到2060年，我國風電、光伏裝機規模將超50億千瓦，裝機占比達到80%以上。
新能源逐步取代傳統化石能源成為發電裝機主體和發電量增量主體，將產生與日俱增的消納壓力，傳統的以保障性收購為主的消納方式，難以有效協調由于新能源高速、大規模發展所帶來的在全額保障性消納在政策落實、技術可行性以及經濟性等方面的各項矛盾，進而制約新能源的可持續健康發展。
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不少地區，尤其是可再生能源資源豐富地區，全額保障性收購制度在實際操作過程中已存在難以執行的困境。部分地方政府所設定的保障性利用小時數低于國家最低保障收購年利用小時數，且存在收購電價水平低于政策要求的現象，“保量不保價”“保價不保量”問題時有發生。
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鑒于新能源具有間歇性和隨機性，對電網的調度和平衡能力提出了更高要求。然而受電網規劃和建設周期等因素的影響，當前電網適應性改造和升級與新能源的快速增長存在不匹配。高比例新能源接入電力系統，加劇了電網系統調節的負擔，并可能在安全性方面產生影響。
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從經濟性角度看，新能源發展初期由于占比較低，電力系統可以通過已有調節裕度以較低成本實現電力的全部消納，但隨著新能源比例的提高，在沒有足夠的調節系統支持下，全額上網將影響到發電項目自身的經濟性，甚至制約規模的進一步擴大。
新能源參與市場化交易的機遇與挑戰
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如前所述，隨著高比例新能源的發展、新型電力系統的建設，以及電力市場化改革的深入開展，新能源發展的宏觀環境和行業形勢發生了深刻變化。
首先，從我國建立全國統一電力市場體系以及實現“雙碳”的目標看，新能源均是重要的參與方，需要通過參與市場化來擴大其未來的增長空間，以保障非化石能源占比目標進程的實現。
其次，從市場公平性角度，新能源需要參與到電力市場當中，與其他入市主體共同承擔新型電力系統建設的責任。尤其是隨著新能源已具備相當規模，不入市已造成價格信號扭曲。
第三，通過市場化的價格信號，實現資源優化配置。只有全體電源參與的電力市場，才能形成真實、有效的市場價格，發揮其“信號燈”的作用，實現資源優化配置，更有效地促進新能源的消納。
（二）新能源參與電力市場的現狀
據統計，2023年我國新能源市場化交易電量達6845億千瓦時，占到全部新能源發電的47.3%。由于資源分布和市場化進度不同等原因，各省新能源參與市場交易存在較大差異。其中，西北、東北、華北等新能源資源豐富地區新能源市場化率較高，東部新能源占比低并以分布式為主的地區市場化較低。新能源參與市場的主要形式包括中長期市場、現貨市場、綠電綠證交易市場。
。ㄈ┈F有市場化面臨的問題
在市場化實施過程中，受現有電力市場機制設置等多方面的影響，新能源參與市場交易仍面臨諸多問題，導致了適應性和經濟性的降低，主要包括如下幾個方面。
新能源出力特性與現行電力市場機制間存在矛盾。現有市場交易機制主要是針對常規火電機組而制定，可再生能源發電處理的隨機性和間歇性特性未能得到充分體現，電力中長期交易機制難以適應新能源預測準確率低的特點。新能源發電實際出力曲線與合同約定的曲線偏差較大，加劇了新能源入市面臨的考核風險。
項目投資收益未得到有效保障。作為一次性投資項目，盡管新能源參與電力市場可以享受電量優先消納，但由于參與交易的電量和電價受市場影響，導致項目投資收益不確定性大大增加，并且大概率為收益下降或難以保障。同時考慮輔助服務分攤、系統偏差考核等因素，新能源在現有電力市場環境下收益率存在下降風險，難以保障項目投資合理收益，降低了項目投資積極性。
新能源承擔系統不平衡責任相關機制不健全。隨著高比例新能源接入，從而導致系統由于增加輔助服務、容量支撐需求而產生的系統調節成本顯著上升。但現行輔助服務市場交易機制尚不完善、成本疏導不暢，尚不能有效激發常規電源、儲能等參與系統調節的積極性，同時也難以充分引導新能源項目提升自身響應系統調節需求的能力。
分布式市場化交易不及預期。一方面，缺乏統一的分布式光伏界定標準，部分分布式光伏項目不能履行“自發自用，余電上網”的設計初衷。另一方面，由于系統運行成本、交叉補貼分攤等費用未有各方認可的解決方案，長期以來的“隔墻售電”模式也未能得到大范圍的落地。
新能源綠色價值體現有待加強。目前，我國通過綠色電力交易和綠證機制實現新能源綠色屬性價值，但與其他政策機制的協同不充分，引導綠色電力消費的激勵機制方面也有待加強，如在可再生能源消費責任權重向能源消費主體落實，以及與節能減排領域的系統等方面仍存在差距。 相關建議
一是，建立穩定新能源投資收益的政策機制和市場工具。一方面，實施“新老劃斷”的方式推動新能源項目參與市場。鼓勵新建項目在現行市場條件下參與市場化運營，既有存量項目則維持享有原有政策，保證政策延續性和嚴肅性的同時，保障市場的穩定性。另一方面，通過差價合約等方式，穩定新能源項目的投資預期，減少由于市場價格大幅波動造成的市場風險。
二是，完善電力系統調節能力成本分擔機制。按照“誰受益、誰承擔”的原則，明確電力系統低碳轉型調節成本的疏導機制。激勵各類電源和負荷提高靈活調節能力，鼓勵新能源主體提升自身運行管理水平。
三是，完善電網基礎設施建設。面向新型電力系統建設的需求，加強新能源發展規劃與電網規劃的協調，著力特高壓輸送和配電網建設，增強電力系統對新能源，尤其是高比例新能源的接納和調配能力。
四是，科學優化新能源合理利用率。隨著新能源逐漸成為能源系統和電力系統的新增主體，通過對其電力利用率、技術可行性和經濟成本之間的平衡，合理設定利用率目標是保障新能源發展規模和投資成本的一項重要舉措。
五是，進一步發揮新能源綠色價值。在新能源參與電力市場的電能量收益存在下降的情況下，充分發揮其綠色價值可以對其收益起到補充作用。通過進一步落實可再生能源電力消納責任權重，以及做好綠電與碳市場協同，將起到重要作用。
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