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“新能源企业应首先对电力市场框架和规则有准确认知，在参与市场化交易的过程中，合理申报交易量、价和曲线，优化中长期合同签订，积极参与绿电交易市场，实现环境价值变现，主动对接有稳定可再生能源消纳需求的大用户，积极争取高耗能企业等优质用户，签订可再生能源PPA稳定价格，以及科学运用电源侧储能优化运行曲线等。”
——国网能源研究院高级研究员、高级工程师唐程辉在“第三届世纪新能源网运维技改大会”上分享了新能源如何参与电力市场的思考。
各位新能源行业同仁大家上午好，我的分享主要包括四部分，第一部分，我们国家现在新能源参与市场政策要求和各省典型模式；第二部分，市场化交易的趋势对发电企业到底带来哪些挑战；第三部分，下一步推动新能源参与市场整体机制国家层面会如何考量；第四部分，关于发电企业在新能源市场化交易趋势之下整体的策略和建议。
第一部分，关于我们国家对于新能源参与市场方面的顶层政策要求。
2006年，我们国家出台了《可再生能源法》，在2009年进行了修订，里面是明确提出了“国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度”，简单理解就是新能源上网电量是实现保量保价，电网企业以当地燃煤基准价跟新能源企业结算，燃煤基准价跟新能源建设时候的政府定价之间差额部分是通过国家财政补贴形式实现。
2016年，国家发改委出台了新一轮的《全额保障性收购管理办法》解释，提出了可再生能源并网发电项目年发电量分成保障性收购电量部分和市场化交易电量部分。保障性收购电量部分可以理解成就是原来的保量保价电量，但市场化交易电量部分的价格是在市场里面形成，价格是随行就市的。《全额保障性收购管理办法》的发布，客观上形成了现在推动入市的顶层依据。
2019年，国家根据国际经验出台自己的配额制的体系，我们国家把它叫做可再生能源电力消纳责任权重。
2022年，国家发展改革委 国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》。该政策可以说是这几年电力市场建设的一个最重要的文件，文件明确提出到2023年新能源是要全面参与市场交易。当然，这里只是说了全面参与，但是对于如何全面参与并没有做出解释，政策有待继续完善。
以上就是我们国家新能源入市的顶层机制设计。到目前为止，我们国家新能源上网电量形成了保障性收购和市场化消纳两部分。近年来随着市场化的趋势明确，新能源市场化交易电量比例逐年上升。2022年，全国层面新能源入市比例大概是不到40%的水平，2023年我们国家新能源入市的电量比例已经达到了47%，按照行业估计，今年肯定会突破50%，甚至是接近60%的比例。
目前，新能源主要的几个消纳方式，一类是电网保障性收购，还有一大类就是在市场里面进行交易的，就是非电网保障性收购这部分电量。其交易形式主要可以分成两大类，一大类是现在常规的新能源市场化交易，还有一个就是我们国家建立的绿电交易机制。
第二部分，新能源参与市场对发电企业的整体挑战
挑战一，随着市场化建设的深入，第一个风险就是，政府定价电量的价格预期很有可能会打破，这个是很多新能源项目建设期间一个非常大的考虑。
挑战二，随着新能源市场化电量比例提升，市场化电量的电价是否能够保持是未来整个行业最关注的点。从理论上来看，按照统一申报边际出清的电价形成机制，世纪新能源网、光伏边际成本接近0，随着未来新能源比例的不断上升，未来新能源市场的平均上网电价会面临下降的风险。
第三，电价结构变化对市场电价的综合影响。燃煤容量电价引入后，电能量市场将逐步降低固定成本回收比例，未来主要回收变动成本，电价结构变化后可能冲击其他电源价格预期。
整体来说，电力市场的设计越精细，以及新能源发电占比的提高，新能源市场平均上网电价可能有所下降。
新能源在整个未来市场化占比提升过程当中，尤其是随着新能源自身比例提升，是面临一定程度上的电价风险，未来我们国家在推动新能源入市过程中，也是会综合考虑不同的新能源发电类型，不同项目当时建设的市场预期综合建立新能源入市相关的顶层政策。所以，当下是重要的政策窗口期，急需政府层面出台顶层文件指导各省优化新能源整体入市的机制。
关于未来新能源入市政策设计，我们有三个方面的考量。
首先是“新老划断”推动参与市场。通过新老划断保障政策延续性。总体来说，“新项目”将存在更高市场化比例，甚至全量参与市场。“老项目”将维持一定政府定价电量，或通过政府授权合约形式维持该部分电量合理电价。
目前来看，不管是国家政府层面还是行业层面，对于“新、老项目”认定方式存在一定设计分歧，部分省份也可能一视同仁推动“新、老项目”参与市场。
第二是区分项目类型推动参与市场。特殊政策性项目的保障优先级最高。如扶贫光伏、国家示范类世纪新能源网、试验世纪新能源网项目、国家示范光热项目；
海上世纪新能源网、光热等成本相对较高的项目的保障优先级较高；
分布式光伏根据“项目类型”“电压、容量等级”“调控条件”等因素设计入市机制；
陆上世纪新能源网、集中式光伏为新能源主要入市类型。
第三个大的原则，通过政府授权差价合约等方式给一定新能源项目提供电价支持。原来的政府定价电量通过政府授权差价合约参与市场，如由电网公司作为差价合约对手方，保障政府定价电量价格预期，同时实现优先发购电匹配，通过市场规则实现“价格调控”，保障新能源企业入市后的合理收益。如英国在2013年最后一轮电改时候引入差价合约机制，实现对新能源的电价支持。
最后，我们在新能源入市大趋势之下，新能源企业应该做什么？
首先，新能源现货市场要按照现货规则来进行日前、日内相应的电量和对应价格申报，在中长期市场里面要想办法稳定电价。所以对于新能源企业来说，要知道发电量未来曲线是什么样的，以及每一个时刻整个市场供需。
首先需要提升发电预测能力，重点是短期发电预测精度，在这个基础之上，需要利用各类数据对电力市场的运营有一定的直观的认识，最好是模拟仿真的预判。
新能源企业也应对电力市场框架和规则有准确认知，在参与市场化交易的过程中，合理申报交易量、价和曲线，优化中长期合同签订，积极参与绿电交易市场，实现环境价值变现，主动对接有稳定可再生能源消纳需求的大用户，积极争取高耗能企业等优质用户，签订可再生能源PPA稳定价格，以及科学运用电源侧储能优化运行曲线。
当前，绿电交易模式尚存在一定政策加持，新能源企业应加强绿电营销，实现环境价值变现。目前绿电交易市场仍处于供需偏紧，随着绿电交易试点规模的扩大、部分省高耗能企业强制消纳绿电政策的出台，积极争取高耗能企业等优质用户，发挥新能源电力的环境价值的变现能力。
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