2022年11月14日，广东省能源局、南方能监局发布《关于2023年电力市场交易有关事项的通知》，其中提到:有序推动220kV及以上电压等级的中调调管风电场站，光伏电站参与现货市场交易，话时参与中长期市场交易。广东新能源进入市场的步代提速。
2022年1月，国家发展改革委、国家能源局印发《加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，提出到2030年实现“新能源全面参与市场交易”的目标。随着电力市场建设的推进，越来越多地区的电力市场向新能源抛出了橄榄枝。当前，新能源参与电力市场依然面临一系列问题和挑战，如何完善市场机制设计、提高电力市场对新能源的适应性，是进一步推动新能源入市、深化电力市场化改革的关键。
新能源参与电力市场的现状及挑战
目前，国内已有超过三分之二的省区在市场规则中允许新能源参与到电力市场交易之中。其中，甘肃、山西、蒙西、山东等省份已经在新能源参与现货市场方面开展了诸多积极的探索和实践。然而，仍有不少省份未明确新能源的市场主体地位或是仅发布规则尚未开展实质性市场交易。根据中电联相关统计数据，2021年新能源参与市场的总体比例仅为30%左右。当前，新能源参与电力市场交易主要面临如下挑战：
对于新能源而言，参与电力市场后收益将面临较大的不确定风险。目前，大多数省份新能源机组主要电量仍是通过电网企业“保量保价”进行消纳。参与市场交易后，新能源机组需要与燃煤、燃气等其他类型机组同台竞价，面临市场价格波动或无法出清的风险。此外，新能源出力具有一定随机性和波动性，中长期预测往往具有较大偏差，进入市场后需要承担这部分预测偏差电量引发的考核或平衡成本。当前有部分省份要求新能源中长期签约电量不低于规定比例，进一步加大了新能源企业的经营风险。在“价量风险”和“偏差风险”的双重压力下，新能源企业参与电力市场的主观意愿较低。
对于其他主体而言，常规电源的成本回收渠道仍不通畅，难以支撑大规模新能源发展需求。新能源的发展需要依赖常规电源提供容量及灵活性支撑。由于新能源具有零边际成本特性，一方面，新能源的发展将会挤占火电等常规电源的发电空间，减少其利用小时数，另一方面，也会拉低电力市场整体价格，减少常规电源单位发电收益。在2022年3月的山西电力现货市场交易中，曾出现连续17小时市场出清价格为零的情况。频繁低价下，常规电源难以仅依靠电能量市场完成固定成本回收，系统容量充裕性难以保障。此外，当前辅助服务市场中适应新能源出力特性的交易品种尚待丰富，常规电源的灵活性价值未能充分体现，支持灵活资源发展的长效激励机制有待进一步完善。
新能源参与电力市场的相关机制探讨
（1）增强交易品种灵活性，拓宽市场电量调整空间
对于中长期交易，应增强中长期电量交易品种的灵活性及流动性。在交易时间尺度方面，提高中长期交易频次，引入以旬和日为交易周期的短期电量交易品种。此外，不宜强制规定新能源参与中长期交易的最低电量比例。新能源中长期预测偏差较大，若对其中长期交易最低比例进行强制要求，会导致新能源机组承担较高的电量违约风险，极大影响新能源机组参与市场的积极性。
对于现货交易，集中式市场模式下无需设计复杂交易品种，但可以进一步增加实时市场出清频次。集中式现货市场采用全电量出清方式，由调度机构根据市场主体报价形成发电计划，新能源机组不需要频繁根据预测结果调整交易电量，因此无需设置复杂的交易品种。目前我国现货市场试点多以15分钟作为一个出清时段，而美国PJM、澳洲电力市场均实现了实时市场每5分钟滚动出清，未来需进一步增加实时市场出清频次，为灵活性资源等市场主体提供更加准确的供需价格信号。
（2）完善新能源定价考核机制，保障新能源合理收益
价格机制方面，近期可通过差价合约等方式推动新能源进入市场。碳达峰碳中和目标下，我国仍需要采取较为有力的措施促进新能源的投资发展，因此初期可采用差价合约机制，给予新能源发电商稳定的收入预期。对于增量机组，可优先推动其签订差价合约参与市场，通过竞争性招标形式确定差价合约价格。对于存量机组，需关注与此前政策的衔接与延续，如考虑将进入市场前的收购电价作为差价合约价格。电量确定方面，初期可将合约电量确定为全生命周期的合理利用小时数，保量保价结算。远期，随着新型电力系统建设，逐步推动新能源上网电价全部通过市场化方式形成。
偏差考核方面，可适度放宽新能源偏差考核机制，减少偏差考核风险。由于出力存在不确定性，且自身缺乏调节能力，新能源机组出力偏差往往较大。对新能源的偏差考核可在一定程度上放宽处理，以避免过于严厉的市场考核机制导致新能源过度亏损。但需配套设定相关的监管机制，防止新能源利用政策空间套利，扭曲市场交易。同时，仍需设置一定的考核激励机制，以提高新能源出力预测准确性，减少预测误差。
（3）完善市场体系建设，为新能源参与市场提供支撑
一是完善辅助服务市场交易机制，保障系统灵活性。进一步丰富辅助服务交易品种，引入转动惯量、快速频率响应、爬坡等适应新能源出力特性的交易品种；完善辅助服务价格机制，通过辅助服务市场与电能量市场联合出清等方式体现机组的机会成本；完善辅助服务成本疏导机制，按照“谁受益、谁承担”的原则向用户等市场主体分摊相关成本。
二是建立容量保障机制，确保长期发电充裕度。近期可采用操作较为便捷的容量补偿机制，直接对各类机组的成本回收差额进行差异化补偿；随着电力市场的逐渐成熟，远期可建立更为复杂的容量市场机制，以市场化方式保障系统容量充裕性。
三是建立风险规避机制，提高市场风险管理能力。一方面，完善市场信息披露机制，为市场主体及时、准确地开展市场决策提供信息参考，同时也有利于市场主体主动响应新能源出力波动等引发的系统需求，保障系统安全稳定运行；另一方面，探索建立电力金融衍生品市场，开展相关的金融及保险产品研发，为新能源入市提供避险手段。
