新能源參與市場的類型主要包括五類：電力市場、綠電市場、綠證市場、碳市場以及綜合能源服務等。
新能源電量交易方式分兩類：
新能源占比低的地區，以“保量保價”收購為主，執行批復電價；
新能源占比較高的地區，以“保障性消納+市場化交易”結合方式消納新能源，其中“保量競價”電量參與電力市場，由市場形成價格
新能源電量參與交易的比例：2021年新能源總體參與市場的比例為30%左右，各省新能源參與市場交易的程度不同，市場化上網電量比例在15%-65%不等。
新能源參與市場面臨多重風險：
在新能源高占比的地區，新能源參與電力市場后的價格普遍走低，加之輔助服務分攤、系統偏差考核等因素，新能源在市場中面臨價格震蕩、曲線波動、偏差考核、政策影響等多重風險。
新能源綠色價值沒有充分體現、靈活性調節價值沒有合理傳導等問題。當前反映新能源綠色價值的配套政策相對滯后，綠色電力配額制尚未真正落地落實，綠證自愿認購的激勵機制不足，綠色電力消費環境溢價的效用未體現，綠色電力消費證明缺乏唯一性，不利于能源綠色轉型以及“雙碳”目標的實現。
參考國外新能源參與電力市場情況來看，報告提出了完善體現新能源綠色價值的政策體系、建立適應新能源特性的市場機制、建立支撐新能源發展的引導機制和手段等幾點建議，并分別給出了一定的解決方向。
報告認為，要盡快建立和完善體現新能源綠色價值的政策體系，優化完善符合新能源特點的電力市場體制機制，并提出了具體的發展路徑。即：
第一階段(當前到2025年)，建議采用“保障性消納+市場交易”的模式，加快建設“配額制+綠證”政策體系，引導用戶逐步參與綠色電力消費。
第二階段(2025年-2030年)，建議全面實施“強制配額制+綠證”制度，以強制配額制+綠證制度作為新能源平等參與市場的前提條件，同時，盡快建立“電-碳-證”市場協同機制。
第三階段(2030年以后)，新能源全面參與電力市場交易，形成“市場+綠證”的正常運轉機制，全社會共同承擔新能源消納責任。
在具體發展路徑上，建議在過渡期采用“市場交易+溢價補貼”模式，盡快建立“強制配額制+綠證交易”制度，并同步探索“電-證-碳”機制銜接。
此外，報告建議優化新能源市場交易和合約調整機制、建立政府授權的中長期差價合約機制、完善新能源參與跨省跨區交易機制、建立集中式新能源聯營參與市場的機制、發揮市場配置資源的作用、改進新能源功率預測機制等等。
報告全文見下：
新能源參與電力市場相關問題研究報告
由于新能源發電具有波動性等特征,參與電力市場還面臨著諸多問題和挑戰，迫切需要完善相關政策和市場機制。中電聯組織完成了《新能源參與電力市場相關問題研究報告》，提出了相關政策建議，供政府有關部門和電力企業參考。
一、國內基本情況
(一)新能源發展及政策保障
隨著“四個革命、一個合作”能源安全新戰略的貫徹落實，我國能源轉型戰略不斷推進,近年來形成了促進可再生能源發展和消納的政策體系，以風電、光伏發電為代表的新能源發展成效顯著，新能源裝機規模迅速增加、利用水平穩步提升、技術裝備水平顯著進步、成本快速下降。
“雙碳”目標背景下，我國明確2030年風電和太陽能發電總裝機容量達到12億千瓦以上，提出2030年新能源全面參與市場交易，對新時代新能源發展提出了新任務、新要求。
(二)新能源參與市場的情況
從新能源參與市場類型來看，主要包括電力市場、綠電市場、綠證市場、碳市場以及綜合能源服務等新業態。
從參與市場的交易方式看，新能源占比低的地區以“保量保價”收購為主，執行批復電價，新能源占比較高的地區以“保障性消納+市場化交易”結合方式消納新能源，其中“保量競價”電量參與電力市場，由市場形成價格。
從參與市場的程度看，2021年新能源總體參與市場的比例為30%左右，各省新能源參與市場交易的程度不同，市場化上網電量比例在15%-65%不等。
從參與市場的形態與品種看，新能源參與了包括省間及省內的中長期市場、現貨市場、輔助服務市場等，交易品種有電力直接交易、自備電廠替代交易、發電權交易、合同轉讓交易、綠電交易等。
(三)面臨的問題和挑戰
一是新能源綠色價值沒有充分體現，不利于能源綠色轉型。當前反映新能源綠色價值的配套政策相對滯后，綠色電力配額制尚未真正落地落實，綠證自愿認購的激勵機制不足，綠色電力消費環境溢價的效用未體現，綠色電力消費證明缺乏唯一性，不利于能源綠色轉型以及“雙碳”目標的實現。
二是新能源參與市場電價水平偏低，不利于行業健康可持續發展。在新能源高占比的地區，新能源參與電力市場后的價格普遍走低，加之輔助服務分攤、系統偏差考核等因素，新能源在市場中面臨價格震蕩、曲線波動、偏差考核、政策影響等多重風險。
三是靈活性調節價值沒有合理傳導，不利于系統安全運行。當前電力市場中對靈活性調節資源價值體現不足，輔助服務補償力度小、補償機制不合理，以省為邊界的新能源消納機制還不能滿足未來新能源大規模發展消納的需要。
二、國外情況及啟示
(一)國外新能源參與電力市場情況
從全世界范圍來看，在新能源發展初期，許多國家通過固定上網電價機制、溢價補貼機制、可再生能源配額制+綠證、差價合約等政策機制鼓勵新能源產業發展,基本是以保障性消納為主，市場化機制為輔，不斷提升新能源在電力市場中的競爭力。
報告對常用的四種可再生能源激勵模式進行了比較,分析了優缺點，充分借鑒國外經驗和教訓。
(二)國外啟示
一是發揮政策補償激勵作用，促進新能源發展。二是優化市場機制，適應新能源的特性。三是發揮市場價格信號作用，提升系統調節能力。四是建立可調節性電源投資保障機制，保障系統充裕度。五是發揮區域聯網和多能互補的作用,保證系統可靠性。
三、有關政策和市場機制建議
(一)完善體現新能源綠色價值的政策體系
為穩妥推進新能源參與電力市場交易，需要從政策和市場發力，充分考慮新能源的特點，盡快建立和完善體現新能源綠色價值的政策體系，優化完善符合新能源特點的電力市場體制機制，以此為前提和基礎，推動新能源逐步進入市場交易。
報告提出了新能源參與電力市場的分階段實施路徑建議方案:第一階段(當前到2025年)，建議采用“保障性消納+市場交易”的模式，加快建設“配額制+綠證”政策體系，引導用戶逐步參與綠色電力消費。
第二階段(2025年-2030年)，建議全面實施“強制配額制+綠證”制度，以強制配額制+綠證制度作為新能源平等參與市場的前提條件，同時，盡快建立“電-碳-證”市場協同機制。
第三階段(2030年以后)，新能源全面參與電力市場交易，形成“市場+綠證”的正常運轉機制，全社會共同承擔新能源消納責任。
為實現上述路徑，具體建議如下:
一是在過渡期采用“市場交易+溢價補貼”模式。在第一階段考慮采用市場價基礎上增加溢價補貼的方式，有序推動新能源參與市場。建立更加有效的可再生能源消納權重分解機制，將消納責任從各省細化分解至售電公司和電力用戶。
二是盡快建立“強制配額制+綠證交易”制度。政府確定用戶用電量中新能源配額比例，建立相應考核機制，用戶通過購買新能源綠證完成配額責任;明確綠證是我國綠色電力消費的唯一憑證，統一將綠證數量作為綠電消費量的衡量標準，理順綠證價格形成機制，統籌綠證和綠電交易體系，建立統籌綠證與消納量的監測核算體系。
三是同步探索“電-證-碳”機制銜接。理順“電-證-碳”市場的關系，電力市場負責電力商品交易，綠證市場負責可再生能源的綠色電力屬性，碳市場負責約束化石能源的溫室氣體排放。確保綠色環境權益的唯一性，加強各個市場平臺間的數據交互，打通綠色電力證書與碳市場之間的流通環節。
(二)建立適應新能源特性的市場機制
一是優化新能源市場交易和合約調整機制。增加新能源調整曲線的機會，縮短交易周期，提高交易頻率;在中長期交易合同中設立調整條款，約定調整方式、調整范圍和價格機制;允許不同電源品種之間自由轉讓市場合同，增加市場合同的流通性。
二是建立政府授權的中長期差價合約機制。通過與政府授權電網企業或保底購電企業場外簽訂新能源差價合約的方式，產生的損益由全體工商業用戶分攤或分享，制定合理的新能源保障利用小時數，實現與市場交易規則的有效銜接，并合理疏導政府授權合約費用。未來隨著新能源技術及成本的變化，以及綠色電力消費配套政策的實施進展情況，可采取政府授權合約退坡或調整基準價格的方式進行調整。
三是完善新能源參與跨省跨區交易機制。加快全國統一電力市場建設，研究建立統一規范的規則體系和技術標準;持續提升特高壓工程利用效率，提高新能源外送占比;不斷優化跨省區交易組織方式,統籌做好省間交易組織，強化省間市場與省內市場、中長期與現貨市場協同。
四是建立集中式新能源聯營參與市場的機制。對于新能源集中外送，特別是以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風電光伏基地，可探索將風、光聯合參與市場,通過內部聚合平衡的方式，提高新能源出力預測精度和出力穩定性，自發調整新能源發電曲線，平抑波動性。
(三)建立支撐新能源發展的引導機制和手段
一是發揮市場配置資源的作用，激發調節潛力。通過完善輔助服務管理機制和輔助服務市場，合理補償調節成本，激勵市場主體主動提高調節能力;按照“誰提供、誰獲利，誰受益、誰承擔”原則，疏導輔助服務成本;針對高比例新能源電力系統運行特性，探索快速爬坡、轉動慣量等新品種;激勵新能源企業不斷提高涉網性能，優化參數設計，促進新能源企業在保證電力系統安全管控運行方面發揮更大的作用。
二是改進新能源功率預測機制，完善支撐手段。加強新能源企業功率預測技術和管理水平，鼓勵新能源企業之間進行數據共享，持續推動新能源功率預測精度提升工作。整合國家和區域新能源功率預測的資源，建議建立國家級新能源出力預測系統，采取新能源購買系統服務的方式，減少單個企業建設成本，提高功率預測準確率。
