据国家能源局消息，9月底我国新能源装机规模已达到12.5亿千瓦，提前六年多的时间完成2030年风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上的目标。随着我国“双碳”进程不断深入和新型电力系统建设逐步推进，未来新能源还将迎来更大规模的发展。电力市场是新能源消纳的主阵地，新能源全面参与电力市场交易是我国新能源实现高质量发展的必然选择。
近年来，国家出台了多项政策文件推动新能源入市。《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》明确提出有序推动新能源参与市场交易。其中，《电力中长期交易基本规则——绿色电力交易专章》中明确要求各地政府主管部门要积极推动新能源参与电力市场，指导经营主体积极参与绿色电力交易。
在政策的有力支持下，新能源参与电力市场的电量比例已过半。数据显示，2023年新能源市场化交易电量达6845亿千瓦时，占新能源发电量的47.3%。电力辅助服务机制全年挖掘系统调节能力超1.17亿千瓦，年均促进清洁能源增发电量超1200亿千瓦时。
然而，新能源要从“部分入市”到“全面参与电力市场”还面临着不少问题与挑战。比如，由于新能源发电具有波动性和间歇性特征，其出力曲线必然会与用户侧的负荷曲线有所偏差，需要电力系统进行调节，这必将导致系统消纳成本上升，而购买新能源的用户并没有按照“谁受益、谁承担”的原则承担消纳成本，这一成本实际上仍由新能源发电企业承担。此外，当前反映新能源绿色价值的可再生能源电力消纳责任权重尚未真正落地落实，绿色电力消费环境溢价的效用仍未有体现。要从激烈的市场竞争中突围，实现新能源的消纳与绿色价值，新能源参与电力市场的机制还有待完善。
完善新能源参与中长期交易的机制。新能源出力的不确定性必然会产生相对于中长期合同曲线的偏差，导致新能源企业在合同履行过程中为其不确定性重复买单。因此，建议推动新能源发电企业通过耦合灵活性资源作为负荷服务实体参与中长期市场，签订中长期合同，提前锁定收益。增加新能源发电调整合同的机会，缩短交易周期，提高交易频率。允许不同电源品种之间自由转让市场合同，增加市场合同的流通性，使电力中长期交易曲线尽可能匹配新能源实际出力曲线。
完善新能源绿色价值的实现机制。虽然我国已经建立了可再生能源电力消纳责任权重机制，但是近两年来，受各种因素影响，未能得到很好的执行，且消纳责任的考核仍停留在对省级政府层面，未能将消纳责任压实到用户侧。因此，建议将消纳责任压实到售电公司等负荷服务主体，并制定与之相配套的考核和奖惩制度，激励用户消费绿电。
完善政府授权合约机制。对于存量的新能源发电企业而言，可能既有保障性收购的“计划电”，也有需要参与市场交易的“市场电”。新能源参与电力市场后，“计划电”“市场电”的有序衔接至关重要。因此，建议将保障性收购的“计划电”转为政府授权合约价格机制，以保障新能源企业的合理收益。
