经过近四十余年的发展，我国新能源已经从起步阶段步入成熟阶段。同时，随着电力体制改革的逐步深化，可再生能源参与市场化交易的规模正不断扩大。通过电力市场机制的完善和市场模式的创新，不但可以进一步发挥电力市场在促进新能源的投资、生产、交易和消纳等方面的作用，更能为能源清洁低碳转型提供支撑作用，助力碳达峰碳中和目标的实现。
促进新能源消纳的机制演变
为了保障和促进新能源的消纳和发展，我国通过全额保障性收购、可再生能源电力消纳责任权重、绿色电力交易等不同方面建立和实施了一系列相关政策机制措施，并起到了积极作用。
（一）保障性并网消纳——产业发展的基本制度
与传统能源发电不同，新能源具有间歇性特征，出力随机波动性强，尤其在产业发展的初期阶段，尚不具备与常规能源电力的经济竞争力。为保障新能源电力并网，2006年起实施的《可再生能源法》规定了可再生能源电力的全额收购和强制入网制度，对促进可再生能源产业的快速发展产生了重要影响。
随着可再生能源项目规模的不断扩大，并网装机容量迅速增长，但风电、光伏项目的弃风弃光率攀升，全国平均值一度高达18%和11%，产业迎来消纳难题。为此，国家能源主管部门先后建立和出台了“可再生能源全额保障性收购制度”“清洁能源消纳行动计划（2018—2020年）”等一系列政策机制及配套措施，通过核定重点地区风电、光伏项目的最低保障收购年利用小时数，设定消纳红线和建立新能源消纳预警机制等对保障性消纳作出完善，可再生能源消纳形势得以好转，风电、光伏利用率长期保持在较高水平。
（二）发挥需求侧消费的拉动作用
除发电侧的可再生能源全额保障性收购机制外，用电侧引导可再生能源消费也是促进消纳的重要方面。2019年5月，国家能源主管部门发布《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，按省级行政区域对电力消费规定可再生能源电量比重，通过目标分解并逐步提高消纳责任权重指标，各市场主体公平承担可再生能源的发展和消纳责任。这不仅从用电侧拉动了可再生能源消费。也更是成为落实国家非化石能源消费占比目标和推动可再生能源开发建设及利用的一项重要保障。
此外，按照此机制的设计要求，绿色电力证书可以作为各承担消费责任的市场主体完成考核目标的补充方式。
（三）参与市场交易一直是政策鼓励方向
在保障性收购和消纳机制基础之上，为进一步缓解新能源消纳矛盾，我国部分地区陆续开展了新能源市场化交易的探索。特别是2015年新一轮电力体制改革启动，在《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发[2015]9号）及配套文件，明确优先安排纳入规划的风电、太阳能等可再生能源保障性发电，并鼓励其尝试参与直接交易，为可再生能源参与电力市场交易打开空间。
2016年国家发改委发布的《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》，其中规定可再生能源项目年发电量分为保障性收购和市场交易部分，保障性收购小时数以外的电量鼓励参与市场化交易消纳。至此，可再生能源全额保障性消纳开始与市场化消纳并行推进。
此外，2017年开始试行的绿色电力证书机制以及2019年启动的绿电交易，均为可再生能源参与市场化交易的重要模式。其中，绿证是可再生能源电量环境属性的唯一证明，也是认定可再生能源电力生产与消费的唯一凭证，而绿电在组织交易、电网调度、价格形成机制等方面具备优先地位。
随着2022年《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》的发布，新能源将在2030年全面参与市场交易，标志着可再生能源向市场化消纳转变向前迈出了重要一步。
新形势下新能源全额保障性消纳面临的问题
随着“双碳”目标的落实，我国新能源正向更大规模发展，截至2023年底，我国新能源和可再生能源装机规模达到了15.2亿千瓦，历史性超过火电装机，成为电力装机主体；2023年新能源发电量约3万亿千瓦时，占全社会用电量的1/3，其中风电、光伏发电占比约15.8%。预计到2060年，我国风电、光伏装机规模将超50亿千瓦，装机占比达到80%以上。
新能源逐步取代传统化石能源成为发电装机主体和发电量增量主体，将产生与日俱增的消纳压力，传统的以保障性收购为主的消纳方式，难以有效协调由于新能源高速、大规模发展所带来的在全额保障性消纳在政策落实、技术可行性以及经济性等方面的各项矛盾，进而制约新能源的可持续健康发展。
（一）政策落实困难
不少地区，尤其是可再生能源资源丰富地区，全额保障性收购制度在实际操作过程中已存在难以执行的困境。部分地方政府所设定的保障性利用小时数低于国家最低保障收购年利用小时数，且存在收购电价水平低于政策要求的现象，“保量不保价”“保价不保量”问题时有发生。
（二）系统技术及安全性要求
鉴于新能源具有间歇性和随机性，对电网的调度和平衡能力提出了更高要求。然而受电网规划和建设周期等因素的影响，当前电网适应性改造和升级与新能源的快速增长存在不匹配。高比例新能源接入电力系统，加剧了电网系统调节的负担，并可能在安全性方面产生影响。
（三）高成本降低经济性
从经济性角度看，新能源发展初期由于占比较低，电力系统可以通过已有调节裕度以较低成本实现电力的全部消纳，但随着新能源比例的提高，在没有足够的调节系统支持下，全额上网将影响到发电项目自身的经济性，甚至制约规模的进一步扩大。
新能源参与市场化交易的机遇与挑战
（一）为什么要参与市场化交易
如前所述，随着高比例新能源的发展、新型电力系统的建设，以及电力市场化改革的深入开展，新能源发展的宏观环境和行业形势发生了深刻变化。
首先，从我国建立全国统一电力市场体系以及实现“双碳”的目标看，新能源均是重要的参与方，需要通过参与市场化来扩大其未来的增长空间，以保障非化石能源占比目标进程的实现。
其次，从市场公平性角度，新能源需要参与到电力市场当中，与其他入市主体共同承担新型电力系统建设的责任。尤其是随着新能源已具备相当规模，不入市已造成价格信号扭曲。
第三，通过市场化的价格信号，实现资源优化配置。只有全体电源参与的电力市场，才能形成真实、有效的市场价格，发挥其“信号灯”的作用，实现资源优化配置，更有效地促进新能源的消纳。
（二）新能源参与电力市场的现状
据统计，2023年我国新能源市场化交易电量达6845亿千瓦时，占到全部新能源发电的47.3%。由于资源分布和市场化进度不同等原因，各省新能源参与市场交易存在较大差异。其中，西北、东北、华北等新能源资源丰富地区新能源市场化率较高，东部新能源占比低并以分布式为主的地区市场化较低。新能源参与市场的主要形式包括中长期市场、现货市场、绿电绿证交易市场。
（三）现有市场化面临的问题
在市场化实施过程中，受现有电力市场机制设置等多方面的影响，新能源参与市场交易仍面临诸多问题，导致了适应性和经济性的降低，主要包括如下几个方面。
新能源出力特性与现行电力市场机制间存在矛盾。现有市场交易机制主要是针对常规火电机组而制定，可再生能源发电处理的随机性和间歇性特性未能得到充分体现，电力中长期交易机制难以适应新能源预测准确率低的特点。新能源发电实际出力曲线与合同约定的曲线偏差较大，加剧了新能源入市面临的考核风险。
项目投资收益未得到有效保障。作为一次性投资项目，尽管新能源参与电力市场可以享受电量优先消纳，但由于参与交易的电量和电价受市场影响，导致项目投资收益不确定性大大增加，并且大概率为收益下降或难以保障。同时考虑辅助服务分摊、系统偏差考核等因素，新能源在现有电力市场环境下收益率存在下降风险，难以保障项目投资合理收益，降低了项目投资积极性。
新能源承担系统不平衡责任相关机制不健全。随着高比例新能源接入，从而导致系统由于增加辅助服务、容量支撑需求而产生的系统调节成本显著上升。但现行辅助服务市场交易机制尚不完善、成本疏导不畅，尚不能有效激发常规电源、储能等参与系统调节的积极性，同时也难以充分引导新能源项目提升自身响应系统调节需求的能力。
分布式市场化交易不及预期。一方面，缺乏统一的分布式光伏界定标准，部分分布式光伏项目不能履行“自发自用，余电上网”的设计初衷。另一方面，由于系统运行成本、交叉补贴分摊等费用未有各方认可的解决方案，长期以来的“隔墙售电”模式也未能得到大范围的落地。
新能源绿色价值体现有待加强。目前，我国通过绿色电力交易和绿证机制实现新能源绿色属性价值，但与其他政策机制的协同不充分，引导绿色电力消费的激励机制方面也有待加强，如在可再生能源消费责任权重向能源消费主体落实，以及与节能减排领域的系统等方面仍存在差距。 相关建议
一是，建立稳定新能源投资收益的政策机制和市场工具。一方面，实施“新老划断”的方式推动新能源项目参与市场。鼓励新建项目在现行市场条件下参与市场化运营，既有存量项目则维持享有原有政策，保证政策延续性和严肃性的同时，保障市场的稳定性。另一方面，通过差价合约等方式，稳定新能源项目的投资预期，减少由于市场价格大幅波动造成的市场风险。
二是，完善电力系统调节能力成本分担机制。按照“谁受益、谁承担”的原则，明确电力系统低碳转型调节成本的疏导机制。激励各类电源和负荷提高灵活调节能力，鼓励新能源主体提升自身运行管理水平。
三是，完善电网基础设施建设。面向新型电力系统建设的需求，加强新能源发展规划与电网规划的协调，着力特高压输送和配电网建设，增强电力系统对新能源，尤其是高比例新能源的接纳和调配能力。
四是，科学优化新能源合理利用率。随着新能源逐渐成为能源系统和电力系统的新增主体，通过对其电力利用率、技术可行性和经济成本之间的平衡，合理设定利用率目标是保障新能源发展规模和投资成本的一项重要举措。
五是，进一步发挥新能源绿色价值。在新能源参与电力市场的电能量收益存在下降的情况下，充分发挥其绿色价值可以对其收益起到补充作用。通过进一步落实可再生能源电力消纳责任权重，以及做好绿电与碳市场协同，将起到重要作用。
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