【国家电网】2024关于新能源参与市场的有关思考报告

报告摘要

新能源参与电力市场总结

核心内容概述

新能源参与电力市场是推动能源结构转型、提升电力系统灵活性与市场效率的重要举措。不同国家根据自身新能源发展水平、市场机制和政策导向，采用了多种参与模式，如固定上网电价、溢价补贴、差价合约、无补贴直接参与等。我国新能源参与市场也正处于从保障性收购向市场化交易过渡的关键阶段，面临机制不完善、收益波动、环境价值体现不足等挑战，需借鉴国际经验，推动市场机制优化与政策配套完善。

国外新能源参与市场概况

主要模式

固定上网电价模式
- 特点：政府规定电价，电网企业按此价格收购新能源电量，成本由国家补贴或用户电价承担。
- 与市场关系：新能源不参与市场竞价。
- 适用阶段：新能源发展初期。
- 代表国家：日本（2022年前）、德国（2012年前）、芬兰、意大利、葡萄牙等。
有溢价补贴的新能源直接参与市场
- 特点：政府在市场电价基础上提供固定或浮动补贴，新能源参与市场交易并承担系统平衡义务。
- 与市场关系：新能源在市场中获得收益保障。
- 适用阶段：新能源规模扩大、成本下降但仍需支持。
- 代表国家：德国（2012年后）、西班牙、丹麦、荷兰、日本（2022年起）。
差价合约（CFD）模式
- 特点：通过金融合同提前确定收益，根据市场电价与合约价的差值结算。
- 与市场关系：新能源参与市场同时获得收益保障。
- 代表国家：英国（2014年）、新加坡等。
无补贴新能源直接参与市场
- 特点：新能源完全按照市场规则参与交易，承担市场责任，无额外补贴。
- 与市场关系：新能源作为普通能源商品参与市场。
- 适用阶段：新能源具备较强市场竞争力。
- 代表国家：美国、澳大利亚、挪威、瑞典等。

我国新能源参与市场现状及挑战

政策背景

我国实行“保障性收购+市场化交易”双轨制，保障性收购电量由电网企业按政府定价收购，市场化交易电量通过电力市场形成价格。
《可再生能源法》明确要求实行全额保障性收购制度，但未细化市场交易电量的具体形成方式。
《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提出到2030年新能源全面参与市场交易。

当前模式

模式一：按“保障利用小时数”确定保障性收购电量，剩余电量参与市场（执行省份较少）。
模式二：结合本地消纳形式，自行确定保障性收购电量/小时数。
模式三：在保障利用小时数基础上，新能源自愿选择参与市场。
模式四：在配套机制基础上，推动部分新能源全面参与市场。

主要挑战

顶层设计不明确
- 新能源参与市场路径尚未清晰，市场交易机制需进一步细化。
- 我国正在修订《可再生能源法》，预计2026年完成。
市场交易机制不完善
- 中长期市场交易灵活性不足，难以适应新能源预测准确率低的问题。
- 现货市场覆盖范围有限，辅助服务市场交易机制不健全，新能源承担系统不平衡责任机制尚未完善。
收益波动风险
- 新能源入市后面临价格下降、辅助服务分摊和偏差考核等多重风险。
- 需通过机制设计稳定收益预期，如推广长期购电协议（PPA）。
环境价值体现不足
- 绿电消纳责任权重未有效落实到用户侧，对用户侧绿色消费引导不足。
- 碳市场尚未充分纳入绿证碳抵扣，绿电与绿证的核发与交易机制需统一。

新能源参与市场机制与关键问题思考

优化方向

建立“保障性收购+市场化交易”框架
- 推动新能源分类、逐步参与市场交易，形成“大范围配置+就地平衡”结合的消纳机制。
深化中长期市场
- 推动中长期市场精细化与灵活化，支持新能源分时段连续交易，减少出力偏差带来的经济损失。
完善现货市场与辅助服务市场
- 推动新能源无差别入市，鼓励其以报量报价方式参与现货市场，提升市场竞争力。
- 建立适应新能源特性的辅助服务交易机制，优化辅助服务品种，扩大资源共享互济范围。
探索政府授权合约机制
- 通过政府授权合约等机制，实现优先发电电量与市场的衔接，保障新能源合理收益。
- 引导新能源提升预测能力，增强市场适应性。
推动绿证与碳市场衔接
- 建议将绿证纳入全国碳市场碳排放抵扣范围，明确抵扣比例。
- 细化绿证核发与交易机制，覆盖所有风电、光伏、水电项目，未来逐步扩展至光热、地热、潮汐等其他类型。