新能源参与电力市场的问题及挑战！

“根据北京电力交易中心数据，自2021年9月至今年8月底，绿电累计成交电量超700亿千瓦时，其中光伏占比超50%。”在19~20日北极星太阳能光伏网于江苏无锡举办的“2023光伏新时代论坛”上，华能新能源股份有限公司市场营销部主管曾宪雯分享了新能源参与电力市场的实践经验。

结合丰富实践，曾宪雯指出，新能源项目深度参与电力市场后，面临电价下行的压力。

在中长期市场中，新能源交易价格很难有明显提升，且部分地区组织分时段交易，合同分解至每天甚至24个时点，受新能源功率预测准确性较低影响，存在较大偏差考核风险。

在现货市场中，新能源面临有量无价、有价无量的问题，风电、光伏大发时段往往出清电价较低，叠加中长期分解曲线与发电曲线不匹配等影响，项目电价波动较大。

在辅助服务和容量市场中，新能源承担高额分摊费用，对项目收益产生较大影响。其中，光伏在中午时段需要更多的调节资源，分摊费用处于高位。

在绿证和绿电市场中，可再生能源消纳责任权重未分解至用户侧，用户对于绿色电力的需求不高。此外，绿电的交易价格普遍不高于燃煤市场化价格，未充分体现绿色电力环境价值。

曾宪雯表示，为构建全国统一电力市场体系，建议建立更加适合新能源的市场机制。在中长期市场，实现新能源与火电同质同价，多品种、高频次组织交易，更好地与现货市场进行衔接。

在现货市场，优化新能源典型曲线的设定，并设定合理的价格调控规则，降低新能源在现货市场中大幅降价的风险。在辅助服务和容量市场，优化分摊原则，根据电源类型设置分摊上限，控制降价风险。

在绿电绿证市场，将消纳责任权重分解至用户，有序引导并提高用户消费绿色电力的意识，更好地体现绿色电力环境价值。完善绿电交易组织形式，进一步扩大省间绿电交易规模。此外，建立全国统一的绿色认证体系，与碳市场有效衔接，积极推动绿证纳入国际绿色消费、碳减排体系。