新能源上网电量全部进入电力市场消纳后，收益变动、系统调节、规划利用率、入市细则、协同机制等问题，仍然需要认真思考解决。
136号文件的发布，体现了新能源市场化进程逐步加快的成果，也对下一步推进和优化提出了新的要求。
新能源参与电力市场持续推进
“十四五”时期，我国新能源进入高质量跃升发展新阶段。在跨越式发展基础上，进一步加快提高发电装机占比，实现了大规模发展；由能源电力消费增量的补充转为增量主体，在能源电力消费中的占比快速提升，实现了高比例发展；由补贴支撑发展转为平价低价发展，由政策驱动发展转为市场驱动发展，实现了市场化发展；既大规模开发，也高水平消纳，更保障电力稳定可靠供应，实现了高质量发展。
截至2024年年底，全国全口径发电装机容量为33.5亿千瓦，其中，新能源装机容量14.5亿千瓦，占比达到43.3%，已成为第一大电源。风电和太阳能发电全年合计新增装机3.6亿千瓦，占新增发电装机总容量的比重达到82.6%。2024年，我国新能源发电量达1.8万亿千瓦时，占总发电量的18.5%。
实现规模增长的同时，新能源参与电力市场也在不断推进。我国新能源消纳方式包括保障性收购和市场化消纳两种。保障性收购价格为本地燃煤基准价或固定电价；市场化消纳的交易价格由市场竞争形成。2024年，国家电网经营区新能源市场化交易电量7699亿千瓦时，占新能源发电量的52%。
按照是否附带环境价值，新能源市场化交易可进一步分为常规市场化交易和绿电交易。其中，常规市场化交易为不包含绿色环境价值的纯电能量交易，绿电交易是包含环境价值的电能量交易。2024年，国家电网经营区新能源常规市场化交易电量占新能源发电量的43%；绿电交易电量占新能源发电量的9%，在2023年5%的占比基础上实现了较大幅度提升。
为适应新能源发展利用新形势，国家相关政策对新能源参与电力市场提出了新的要求。政策方向非常明确，即完善可再生能源全额保障性收购制度，完善可再生能源市场化发展机制，推动非化石能源发电有序参与电力市场交易，通过市场化方式拓展消纳空间。具体而言，体现为以下三大趋势。
一是推动新能源逐步参与市场，以市场化收益推动新能源可持续投资。新能源装机容量持续增加，将逐步成为电量供应主体，在我国发用电计划放开的大背景下，按固定电价实行保障性收购与市场交易的矛盾逐渐显现；“十四五”期间，我国新能源全面进入平价上网阶段，未来仍有下降空间，新能源具有较高的竞争力；我国电力市场建设驶入快车道，新能源电力市场体系初步形成，为推动新能源入市交易创造了良好条件。
二是绿色电力消费的引导和激励增强，新能源绿色属性价值逐步凸显。加快建立有利于促进绿色生产和消费的市场体系，进一步激发全社会绿色电力消费潜力，是“双碳”目标下推动我国新能源持续快速发展和能源绿色低碳转型的重要政策发力方向；绿电交易、绿证交易规模持续提升，为新能源绿色价值实现创造市场条件。
三是鼓励和支持新型市场主体参与市场，提升系统灵活调节能力。新能源大规模并网对灵活性资源提出更多要求，需要源网荷储多方发力；辅助服务市场逐步完善，交易品种日益丰富，为新型市场主体参与交易创造条件。
全面入市带来新考验
136号文件的核心要点包括：新能源上网电量全部进入电力市场消纳；建立差价结算机制，保障新能源可持续发展；其中，机制电量规模、机制电价和执行期限等由各省明确，差价结算价格为机制电价与市场交易均价的差额；新老项目在机制电量规模、机制电价及执行期限方面有所差异；新能源全面入市与补贴政策、绿电交易、利用率统计分析等有序衔接。针对电力市场，文件对中长期市场、现货市场、绿电绿证交易、结算机制等也提出了新的要求。
这一背景下，新能源发展有以下关键问题值得探讨。
第一，新能源发电收益面临变动。参与电力市场的能力将成为新能源发电收益的重要影响因素。市场主体不仅需要关注自身发电量和利用率，更要重视市场中的电价水平。机制电价为新能源全面入市提供一定收益保障，但新能源获得较好的收益水平仍需要合适的交易及灵活资源配置策略。
第二，系统调节仍需储能支持。136号文件明确发电侧不再强制配储，从短期看，已经落实强制配储政策的省份，储能发展投资可能受到不利影响，以山东、湖南等已开展储能租赁落实强制配储政策的省份为例，容量租赁收益对保障储能收益发挥了重要作用，取消强制配储政策短期内将影响储能投资收益。从长期看，系统依然需要储能等调节性资源支撑，按照文件要求市场限价放开后，交易峰谷价差将进一步拉大，引导储能等调节资源创新商业模式，主动参与市场，响应系统调节并获得合理收益。
第三，新能源规划利用率值得关注。文件提出，新能源可报量报价参与市场，新能源参与市场后因报价等因素未上网电量，不纳入新能源利用率统计与考核，这改变了新能源利用率统计原则。以美国加州独立系统运营商（CAISO）开展的市场环境下弃电统计为例，在经济弃电、自行弃电、调度弃电三种新能源弃电类型中，经济弃电占比高达99%。这凸显了经济弃电问题的重要性，值得高度关注。从利用率角度出发，可将新能源利用率分为规划利用率和运行利用率。参与市场后的弃电统计应纳入运行利用率统计范畴，而在规划阶段，仍需着重关注规划利用率。需综合考虑新能源发展规模、调节资源及成本等因素，确定合理的新能源利用率水平。
第四，分布式新能源及新型主体入市细则有待设计完善。从文件要求来看，分布式新能源也面临入市选择。分布式光伏可能主动聚合电力用户、用户侧储能等资源，通过虚拟电厂、源网荷储一体化等聚合方式入市，形成电力市场中的新型主体。各类分布式资源规模小且分散，接入配电网或者用户侧，有必要对分布式入市规则细化设计：一是应为分布式资源聚合体设计至少一种参与模式，可基于已有模式进行修改或提出新的模式；二是应允许分布式资源聚合体参与所有电力批发市场类型，包括电能量市场、辅助服务市场；三是可对分布式资源聚合体设立最低准入容量要求，并设置上限。其中，如何定位其市场主体身份，即定位成电源还是负荷、单向供电还是双向流动均可，是市场设计需首要考虑的因素。
第五，需与绿电绿证市场实现协同。从入市模式选择来看，以差价合约为主、购电协议（PPA）为补充，稳妥有序推动新能源入市，是综合考虑我国国情、电力市场建设进展、新能源政策实施等因素后的现实选择。从客观影响来看，差价合约模式造成了电能量和绿证的解耦，短期内可能会对绿电供给量造成一定影响。从中远期来看，“绿电消费需求驱动+购电协议”可能成为新能源全面入市的主要模式。在这一进程中，需要做好绿电绿证市场与差价合约机制的协调融合。
（作者系国网能源研究院新能源研究所副所长）
