文／本刊记者   王伟 

　　当一株温室中的幼苗成长为小树、大树，该如何让其持续成长？经历大自然风雨的洗礼或许无法避免。 

　　装机占比过半、发电量渗透率达1/3的可再生能源（风电、光伏发电合计超15%），正在经历这样的过程。 

　　面对制造成本持续下降、电力系统成本不断上升，该用什么样的机制促进“量率协同”？ 

　　市场的力量得到越来越多关注，机制设计关涉新能源消纳各方主体。来自中国能源研究会的一项研究显示，目前我国新能源发展的多个机制之间边界并不清晰，未来需要出台更多的基于市场的机制，让政府作用和激励相容的市场形成合力，使煤电、新能源、储能和用户侧资源实现自身价值，才能使资源得到最优化配置。 

　　专家表示，只有做好顶层设计，抓住主要矛盾，统筹好长期与短期的关系，方能发挥市场在资源配置中的决定性作用，促进新能源消纳。明确绿色低碳价值体现方式，确定成本疏导分摊路径，激发需求侧调节活力，将是促进新能源消纳的关键发力点。 

　　关键之举：完善绿电价值体现方式 

　　促进新能源消纳正在成为电力市场建设的重要内容，价格机制也成为备受关注的环节。 

　　2022年1月，国家发展改革委、国家能源局发布《加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，给出“到2030年基本建成全国统一电力市场体系”的时间表，并提出显著提高跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模，初步形成有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制等目标。 

　　2023年10月，上述两部门在联合发布的《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》中，再次提出加快放开各类电源参与电力现货市场，按照2030年新能源全面参与市场交易的时间节点，现货试点地区结合实际制定分步实施方案。 

　　2023年12月22日，山西电力现货市场历经5年试运行后转入正式运行，成为我国首个正式运行的电力现货市场。有分析认为，新能源电力大发时段分时电价可能降为零，新能源出力不足时段分时电价最高可达1.5元/千瓦时。 

　　从实践来看，新能源参与现货市场的最大挑战是价格可能下降。中国电力企业联合会规划发展部改革处处长孙健表示，新能源参与市场后的风险包括：参与现货市场面临“价格踩踏”风险，参与中长期市场面临“偏差考核”风险，参与双边交易面临“曲线波动”风险，参与市场交易容易受到地方政策因素影响等。要充分体现新能源的绿色价值、环境溢价，就需要设计更加完备的配套支持政策。 

　　清华四川能源互联网研究院电力市场与碳市场研究所副所长蔡元纪表示，现有绿色电力交易体系中的中长期价格信号与现货价格信号需要加强衔接。嵌套式长期购电协议（SPPA）为我国绿电交易提供了一种新的交易模式，能够在多年绿色电力交易的框架下，充分发挥不同主体的优势，合理降低并有效分摊可再生能源交易的市场风险。“推进SPPA，能促进中国绿色电力定价体系的完善，回答中国可再生能源能值多少钱的问题。” 

　　2023年10月，通威新能源与中海油电力投资签署绿色电力长周期双边协议，约定前者将在较长周期内，以协议价格向中国海油提供可再生能源电力。这是国内企业间首次完成的长周期绿电交易。此前跨国企业巴斯夫、液化空气已经与发电企业签署绿色电力长期合作或框架协议，将于今明两年展开交易。 

　　长远之计：设计成本疏导分摊路径 

　　对于新能源的系统成本疏导机制，业内专家曾发出“灵魂之问”——高比例新能源消纳的s“美丽新世界”，成本该由谁来承担？ 

　　伴随新能源规模的增加，以及制造成本的下降与系统成本的上升，一个类似问题浮出水面：当小孩子成长为大人，该如何承担责任？中国能源研究会核能专委会研究员尹向勇表示，如今新能源正在成长为主体电源，需要承担相对应的责任，应考虑如何回归电源本质，把新能源的系统成本合理体现在价格机制上，而不是继续在电源侧“内卷”。 

　　这实际上体现了新能源的系统成本分摊思路的变化。 

　　对于2023年11月出台的煤电容量电价机制，中国可再生能源学会综合能源委员会委员王淑娟认为，这是通过市场的手段让为电网平衡作贡献的煤电享受容量电价，让提高电网绿色程度的新能源享受环境溢价。 

　　清华大学教授夏清表示，科学合理的机制就是要让各种资源根据其创造的价值和成本来实现优化配置，提高能源系统效率。目前的市场机制下，新能源的波动性没有通过现货市场的价格传导至用户，未体现不同时段的用电价值，储能等灵活性资源也缺乏精确的价值度量。只要现货市场机制到位，新能源全部进入市场，有显著反映新能源波动性的分时节点电价，就能激活分布式储能项目开发，促进就地就近消纳新能源，从而极大减轻大电网消纳新能源的压力。下一步要重点解决的问题就是如何用价格机制让这些资源有效协同起来，并从需求侧驱动新能源与新型储能的发展。 

　　中国能源研究会能源政策研究室主任林卫斌指出，我国新能源装机规模未来还会有数倍的发展空间，新能源发展机制亟待进入3.0阶段——与1.0阶段的政策大力扶持，2.0阶段的平价上网、补贴退坡相比，当前应该更多发挥市场机制的作用，推动电力市场、绿证市场、碳市场及必要的金融产品市场有机协同。 

　　自然资源保护协会清洁电力高级顾问王万兴表示，新能源利用成本不仅包括发电成本，还包括系统消纳成本，我国新能源能快速发展，享受了现有电力系统的安全裕度“红利”。在电力商品属性逐渐还原的背景下，未来新能源继续大规模发展将显著增加系统运行成本。 

　　对于如何创新驱动新能源健康发展，中国南水北调集团新能源投资有限公司副总经理张金明认为，可以通过协同联营机制，创新风光水储、源网荷储等多场景开发，促进新能源就地消纳、上下游产业融合协调发展。 

　　当前之策：有序推动分布式光伏入市 

　　在快速发展的进程中，分布式光伏发电给配电网和市场运行的原有逻辑带来了较大挑战，因而受到热议。 

　　来自国家能源局的数据显示，到2023年9月底，全国的光伏发电装机容量已达5.2亿千瓦，其中分布式光伏发电装机容量为2.25亿千瓦，成为新增光伏发电装机的主体。截至2023年年底，户用光伏规模突破1亿千瓦、覆盖农户500多万户。 

　　近年来，分布式光伏发展呈现增长迅猛、点多面广、主体多元、保障收购等特征。由于投资主体以中小企业和个人为主、地理分布分散，开发和运维难度较大，分布式光伏发电难以规模化参与市场交易。 

　　国网能源研究院企业战略研究所研究员唐程辉如此分析原因：入市需求与现有保障性收购的政策依据存在一定矛盾，大都未承担辅助服务费用，市场准入管理不明确，“过网费”收取尚缺少相应机制。他建议，要有序推动分布式光伏参与市场交易，对存量分布式光伏，可沿用现有政策要求，而对于新增分布式光伏，则需建立更细化的市场交易机制。 

　　未来，分布式光伏聚合商，或者类似于虚拟电厂的负荷聚合商，可以代理分布式光伏项目进行市场交易，这就涉及巨大的需求侧调节性资源如何激励的问题。夏清认为，如果所有供需不平衡的波动都让大电网承担，必然增加大电网提供灵活性资源的成本；可以借鉴德国采用的“平衡单元”的模式，尽可能采用就地平衡的方式来消纳新能源。 

　　国家电力投资集团营销部副主任唐俊认为，推行新能源电力消费强制配额制是国际通行做法，也是推动我国新能源快速发展的有效手段。应把清洁能源消纳配额分解到各类用户，并设置最低收费标准，同时政府要制定相应的机制来保证配额的有效实施。林卫斌的建议是，尽快推出新能源电力消费强制配额制，进而创造市场需求。“绿证交易的最大作用不是为了让可再生能源电站赚钱，而是与碳排放权交易制度一样，以最小或更小的制度成本实现可再生能源配额制的方式。”