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随着中国电力现货市场建设按下加速键，新能源正在加快迈入电力现货市场，并不可避免地面临价格震荡、曲线波动、偏差考核、政策影响等多重风险。本文将会详细分析从业者如何认识机遇、应对风险。
2024年4月1日，全新的《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》生效，与旧法规相比，我们可以发现，过去的政策是发电企业无需担忧电力销售问题，因为国家会全额收购；而现在的政策则是只有一部分电量享受固定收购保障，剩余部分则需根据电力市场的实际情况来决定收益。不过，看今年和去年全国电力交易的数据，整体电价还是调低了不少，随着相关政策的持续发布，将进一步推动我国能源市场的发展，这将带给企业与个人新的机遇和挑战！那么，我国新能源参与市场现状如何？有何挑战？新能源参与电力市场的配套机制包括哪些？长期购电协议对新能源市场有何影响？为了让更多朋友了解行业，我向大家分享来自国网能源研究院范孟华的PPT，非常具有参考价值，推荐朋友们收藏阅读！
目前，我国新能源上网电量采用双轨制管理方式，即保障性收购与市场化消纳并行。保障性收购部分通过电网企业以政府核定的价格（在新能源项目核准/备案时确定）进行收购，而市场化消纳部分则通过多元市场（如常规电能量交易、绿电交易等）形成竞争价格。遵循国家核定的“保障利用小时数”进行保障性收购，超出部分电量则参与市场竞争（当前此模式仅在少数省份实施）。结合当地消纳情况，自主确定保障性收购电量或小时数，剩余电量参与市场。在满足“保障利用小时数”等基本要求的基础上，新能源企业可自愿选择是否参与市场竞争。在完善的配套机制支持下，推动部分新能源企业全面进入市场，接受市场竞争的考验。随着新能源参与市场成为趋势，需要国家层面出台更为细致的政策，指导新能源企业合理、有序地进入市场。目前，《可再生能源法》的修订工作已启动，预计将于2026年完成，届时将进一步完善新能源参与市场的顶层设计。中长期市场：应进一步优化中长期各阶段的交易比例，提升交易的灵活性，以更好地适应新能源发电的波动性和不确定性。现货市场与辅助服务市场：扩大电力现货市场的覆盖范围，完善辅助服务市场的交易机制，充分发挥各类灵活调节资源的潜力，同时建立健全新能源承担系统不平衡责任的机制。新能源参与市场后，其电价可能受到市场竞争的影响而下降。此外，新能源企业还需承担辅助服务分摊、系统偏差考核等额外费用，这对其收益构成一定挑战。因此，新能源企业需加强市场预测和风险管理能力，以应对收益波动风险。坚持市场化导向，分类逐步推动新能源入市交易。建立“保障性收购+市场化交易”框架，结合“大范围配置+就地平衡”策略。细化电力商品价值，构建多层次统一市场体系。完善可再生能源发电全额保障性收购制度。（1）中长期市场：深化连续运营，精细化、灵活化交易，提供更多交易窗口，推动新能源主体承担偏差责任。（2）现货市场：无差别入市，报量报价参与，完善弃风弃光考核政策。（3）辅助服务市场：建立健全市场化交易机制，优化辅助服务品种，扩大资源共享范围，推动成本疏导。探索政府授权合约机制，实现电价调控，保障合理收益。引导新能源提高预测精度，增强市场竞争力。推动发电企业与用户签订长期购电协议，稳定收益预期，满足绿电消费需求。推动碳市场纳入绿证碳抵扣，规定抵扣比例。明确绿证核发与交易机制，初期覆盖风电、光伏和水电，未来逐步扩大至其他可再生能源。细化绿证核发机制，提升核发与认证的合理性。综上，PPT还提出和分析了新能源参与电力市场所带来的各种影响和挑战，强调了在新能源大规模发展和电力市场化改革的背景下，如何通过完善市场机制、配套政策和激励措施，实现新能源发电的市场化消纳，同时保障新能源发电企业的合理收益，以及更好地体现新能源的环境价值。这需要国家层面的顶层政策设计，也需要电力市场各参与主体的共同努力和配合。希望对大家有所帮助！
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