习近平总书记强调，要深化电力体制改革，加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，更好推动能源生产和消费革命，保障国家能源安全。我国是全球最大的能源消费国和生产国，也是新能源生产、制造、消费大国。在“四个革命、一个合作”能源安全新战略的指引下，我国构建起多元清洁的能源供应体系，持续巩固新能源发电全球领先的优势，风电装机连续14年稳居全球首位，光伏装机连续9年稳居全球首位。根据国家能源局统计，截至2024年3月底，我国风电、光伏总装机 11.16 亿千瓦，同比增长约38%，占全国总发电装机容量的37.3%。装机规模快速攀升，新能源消纳需求大幅增加，新能源电力入市需求愈加紧迫。加快建设与新能源特性相适应的电力市场机制，稳步推进我国新能源参与电力市场交易，对于深化电力体制改革，加快构建新型电力系统，推动能源生产和消费革命，保障国家能源安全具有重要意义。
我国绿色电力交易发展情况
2015年启动新一轮电力体制改革以来，我国持续完善绿色电力交易体制机制建设。可再生能源电力绿色证书（简称“绿证”）交易，是我国探索绿色电力交易的起源。2016年3月，国家能源局印发《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》，首次提出建立绿证交易机制，明确绿证是供（售）电企业完成非水电可再生能源发电比重指标情况的核算凭证，可通过证书交易平台按照市场机制进行交易。2017年1月，国家发改委、财政部、国家能源局联合印发《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》，明确了绿证的核发和交易规则，标志着我国绿证交易机制的确立，并明确于2017年7月1日起正式开展绿证认购工作。
经前期对电力现货市场试点建设的探索，2021年，我国正式开启绿电交易试点，标志着新能源市场化消纳进程正式启动。2021年8月，国家发改委、国家能源局《关于绿色电力交易试点工作方案的复函》批复同意电网企业组织开展绿电交易，鼓励有意愿的新能源企业与用户自愿参与，并提出要做好绿色电力交易与绿证机制的衔接。同期，《绿色电力交易试点工作方案》发布，对绿色电力交易和产品作出清晰定义，明确交易产品初期为风电和光伏发电企业上网电量，强调绿电交易优先原则。此后，国家层面持续完善绿电交易机制设计，陆续出台了《促进绿色消费实施方案》《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》等政策，印发《关于有序推进绿色电力交易有关事项的通知》《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作、促进可再生能源电力消费的通知》等政策文件，以绿电交易、绿证交易为抓手，加快建立有利于促进绿色能源生产消费的市场体系和长效机制，提高风电、光伏等绿色电力市场化消纳水平。
相比于全球领先的新能源发电能力，我国新能源电力消纳能力及市场交易活跃度仍显不足。截至2023年12月底，我国新能源发电装机容量约占全国累计发电装机容量的36%，装机增速是全国累计发电装机增速的数倍，但新能源发电量约1.45万亿千瓦时，仅占全社会用电量的15.7%，新能源市场化交易电量6845亿千瓦时，仅占全国电力市场交易电量的12.1%。
2024年5月，国家发改委印发《电力市场交易基本规则》，对加快建设全国统一电力市场体系作出顶层设计，为构建适应高比例新能源接入、传统电源作为可靠电力支撑、新型经营主体主导的电力市场体系的发展提供了有力的政策支撑。6月，国家能源局印发《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》，提出加快推进配套电网项目建设、积极推进系统调节能力提升和源网协调发展、充分发挥电网资源配置平台作用、科学优化新能源利用指标等四项重点任务，着力解决各省电力交易规则不统一、地方保护、省间壁垒等导致的新能源消纳障碍，为提高新能源消纳能力、促进绿电交易健康发展夯实基础。
现实问题与挑战
稳步推进新能源参与电力市场，加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，是我国深化电力体制改革的重要内容。但在实践层面，新能源参与电力市场仍面临一些现实问题与挑战。
一是与新能源发电特征相适应的市场化交易机制有待完善。传统电力系统和电力交易具有“源随荷动”“以需定产”的特点，而新能源发电具有间歇性、随机性和波动性特征，发电功率预测难度高，在底层逻辑上无法与基于传统思维模式设置的市场交易规则融洽匹配。受限于自身波动性和预测精度难等情况，新能源全面参与电力市场无法避免合同履约偏差大、“零电价”甚至“负电价”的风险。长期来看，若新能源市场交易价格不能实际反映出绿电的经济价值与社会价值，新能源产业的健康可持续发展将遭遇重大瓶颈。
二是不同省区绿电交易规则不统一，部分地区绿电交易市场建设缓慢，同一省区不同类型的电力交易衔接有待优化。当前，我国仍处于绿电交易市场建设初期，不同省份的绿电交易规则和标准存在差异，跨省区绿电交易难。部分地区绿电交易还未完全开放，“有需求无市场”的情况尚未解决。同一省区内，中长期、现货、辅助服务市场之间市场机制衔接不畅，部分地区电力中长期交易频次不高，不能连续开市，导致与现货交易不同频，影响了市场资源配置作用的发挥。
三是电力市场、碳市场衔接不足，价格传导效果不明显，新能源上网电量的绿色价值未能充分挖掘。电力市场与碳市场之间有较强的关联性，我国许多电力市场主体同时参与电力市场交易与碳市场交易。但目前，我国电力市场、碳市场建设相对独立，管理方式和交易模式全然不同，协同机制尚未完全建立，核算机制联动不畅，导致碳成本无法有效通过电力市场的价格机制传导至消费端，在一定程度上影响了碳减排的市场激励作用。
有关建议
一是优化新能源市场化发展机制建设思路。基于新能源生产消费“源荷互动”的现实情境，研究新能源上网电价市场化改革方案，并在全国范围内选取“源荷互动”“荷随源走”的典型场景，开展新能源电力现货交易新模式试点，在新情境下推动优化系统调节成本定价和差别电价、惩罚性电价等定价方案，适时扩大试点范围。
二是进一步深化绿电市场建设，加快出台国家层面绿电交易基本规则，指导地方优化完善绿电交易规则及具体实施方案。统筹推进有为政府和有效市场更好的结合，以市场机制为主要资源配置方式，推动未开放绿电交易的省区加快建立绿电交易市场。同一省区内，优化中长期、现货、辅助服务市场衔接机制，建立健全电力市场信息共享机制，优化中长期交易、现货交易时序，实现不同类型市场之间的有效衔接。
三是加强电力市场、碳市场顶层设计和协同机制建设，明确碳配额、绿电之间的制度边界，构建绿电与碳排放量之间的抵扣关系。加快建立科学统一的碳排放统计、核算、认证体系，促进电力市场与碳市场有效联动，确保绿电价值合理流动，实现碳成本精细核算和合理分摊。建立我国电力市场、碳市场和碳排放数据信息管理平台，实现主要数据集中统一管理，提高管理效率，保障主要数据市场透明度和标准化。
本文刊载于《中国电力企业管理》2024年6期，李鑫供职于国家电力投资集团有限公司发展研究中心，周洋供职于国网经济技术研究院有限公司，赵沛供职于华泰联合证券股份有限公司
