近日，国家能源局《<关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案>案例解读》第二、三章发布
稳妥推进新能源参与电力市场交易
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主要政策点1：支持新能源项目与用户开展直接交易，鼓励签订长期购售电协议，电网企业应采取有效措施确保协议执行。
新能源参与电力市场交易是促进新能源消纳的重要途径。为支持和规范各地开展电力交易，2016和2020年，国家发展改革委、国家能源局分别印发《电力中长期交易基本规则（暂行）》（发改能源〔2016〕2784号）、《电力中长期交易基本规则》（发改能源〔2020〕889号），明确提出由各电力交易机构负责组织开展可再生能源电力相关交易。
由于历史沿革和电力系统运行特点，当前阶段我国电力工业正处于计划与市场双轨运行阶段。为保障我国新能源产业健康平稳发展，国家发展改革委、国家能源局于2019年发布《关于规范优先发电优先购电计划管理的通知》，将新能源列为优先发电的支持范围。根据文件精神，风电、光伏发电在消纳不受限地区全额电量列入发电计划，在消纳受限地区要采取合理有效措施，确保全额保障性收购政策有效执行。同时，为适应电力体制市场化改革要求，文件鼓励新能源通过市场化方式落实可再生能源优先发电政策。
2022年，国家发展改革委、国家能源局印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号），对新能源参与市场、开展直接交易进行了更为明确的规定，提出有序推动新能源参与电力市场交易，引导新能源签订较长期限的中长期合同，鼓励分布式光伏、分散式风电等主体与周边用户直接交易。到2030年，实现新能源全面参与市场交易。
目前，全国绝大部分省区均已建成中长期电力市场，为新能源参与中长期电力交易创造了有利条件。初步统计，已有二十多个省（自治区、直辖市）的新能源项目不同程度参与到电力市场化交易中。电力现货市场交易机制可以在更大程度发挥市场作用，调动系统资源实现新能源消纳，但现货市场价格的波动性较大，直接参与现货市场交易会对新能源项目主体收益造成影响。为进一步发挥市场机制对新能源消纳的促进作用，同时保障新能源项目开发主体的合理收益，《实施方案》提出“支持新能源项目与用户开展直接交易，鼓励签订长期购售电协议，电网企业应采取有效措施确保协议执行”，旨在鼓励新能源企业在中长期市场发挥新能源成本优势和绿色属性优势，通过签订中长期购售电协议方式与电力用户直接交易，以规避市场波动风险，锁定预期收益。同时强调电网公司要确保协议执行，真正落实可再生能源优先发电政策。
案例1：国电投与巴斯夫签署国内首个25年绿电购电协议
2022年3月，国家电投集团广东电力有限公司与巴斯夫一体化基地（广东）有限公司根据广东省可再生能源交易规则签署了一份为期25年的可再生能源合作框架协议，为巴斯夫位于中国广东省湛江市的新一体化基地后续装置供应可再生能源电力，助力巴斯夫湛江一体化基地推进其可再生能源供电进程，在2025年实现100%使用可再生能源电力。
合理的长期购售电协议对新能源投资企业和用户都是一个有利的选择。相比煤电等化石能源企业，新能源投资企业需要一个相对稳定且长期的价格预期，才有利于进行投资测算和具体决策，长期的购售电合同能够满足这一需求。对于电力用户而言，也能够明确长期使用可再生能源电力的代价。
随着国内外对于绿电需求的增加，越来越多的用电企业有意愿与新能源发电企业签署长期的购电协议（PPA）。国家电投与巴斯夫签署长达25年的用电合同，为国内新能源项目签订长期购售电协议做了有益的探索。
主要政策点2：对国家已明确价格政策的新能源项目，电网企业应按照有关法规严格落实全额保障性收购政策，全生命周期合理小时数外电量可以参与电力市场交易。
为保障新能源产业健康稳定发展，我国颁布的《可再生能源法》明确规定电网企业全额收购可再生能源并网发电项目的上网电量。2016年3月，国家发展改革委发布《关于印发<可再生能源发电全额保障性收购管理办法>的通知》（发改能源〔2016〕625号），明确将可再生能源并网发电项目年发电量分为保障性收购电量和市场交易电量两部分。其中，保障性收购电量部分通过优先安排年度发电计划、与电网公司签订优先发电合同保障全额按标杆上网电价收购；市场化交易电量部分由可再生能源发电企业通过参与市场竞争方式获得发电合同，电网企业按照优先调度原则执行发电合同。该政策的出台，达到了完成新能源全额保障性收购，以及通过市场化方式促进新能源消纳的双重效果。
近年来，随着新能源大规模发展，新能源装机比例越来越高，部分地区超过了50%，在部分时段部分地区出现了消纳困难的情况，也发生了部分地区自行降低新能源保障利用小时数的现象，迫使新能源企业只得以较低电价在电力市场中竞得发电权，损害了新能源投资开发企业合法权益。鉴于此，《实施方案》明确要求严格落实全额保障性收购政策，在全生命周期合理小时数内电量严格落实收购政策，切实保障新能源企业合法权益。与此同时，《实施方案》再次强调支持新能源企业在全生命周期合理小时数以外电量参与市场竞争，通过“计划为主、市场为辅”的方式保障存量有价格政策项目投资收益，确保新能源由计划向市场平稳过渡。
主要政策点3：在电力现货市场试点地区，鼓励新能源项目以差价合约形式参与电力市场交易。
电力现货市场具有发现电力实时价格、准确反映电能供需关系的重要作用。2017年，国家发展改革委、国家能源局印发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》（发改办能源〔2017〕1453号），将广东、蒙西、浙江等8个地区作为第一批电力现货市场试点。2021年印发《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》（发改办体改〔2021〕339号），选择辽宁省、上海市、江苏省、安徽省、河南省、湖北省作为第二批现货试点，提出“稳妥有序推动新能源参与电力市场”。2022年2月，《国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2022〕129号）发布，提出第一批试点地区原则上2022年开展现货市场长周期连续试运行，第二批试点地区原则上在2022年6月底前启动现货市场试运行。同时提出，推动新能源自愿参与电力交易，充分体现新能源的环境价值和系统消纳成本，建立与新能源特性相适应的交易机制，满足新能源对合同电量、曲线的灵活调节需求，在保障新能源合理收益的前提下，鼓励新能源以差价合约形式参与现货市场。
新能源企业参与现货市场交易以中长期交易合约为基础。中长期市场目前主要存在两种合约形式，即物理合约和差价合约。物理合约要求新能源企业严格按照合同约定曲线安排电力生产，考虑到新能源出力的间歇性和波动性，新能源企业以物理合约为基础参与现货市场具有实际困难。而差价合约属于金融合约，不要求新能源企业严格执行约定曲线，而在电费结算时根据现货市场电价与合约价的差值予以调整。因此，差价合约是对冲新能源出力不可控性所带来的市场风险的有效手段，也是新能源企业参与现货市场交易的有利选择。
有鉴于此，《实施方案》提出，在电力现货市场试点地区，鼓励新能源项目以差价合约形式参与电力市场交易，从而实现既通过现货市场机制促进新能源消纳，又在一定程度上保证新能源投资开发企业的合理收益。
案例2：某现货试点采取多种差价合约方式促进新能源消纳保证合理收益
随着新能源装机占比及发电量占比逐年增加，新能源已经成为电力市场的重要参与者，同时由于新能源出力的波动性和不可控性，完全参与现货市场无法保证其合理收益。在第一批电力现货试点中，某试点积极探索新能源采用多种形式差价合约方式参与市场，促进新能源消纳，保证新能源主体合理收益。
一是在外送电力交易中，按照新能源预测曲线滚动分解新能源中长期交易，分解曲线用于现货市场的偏差结算；二是省内中长期交易由电量交易改为分时段电力交易，鼓励新能源场站通过提高预测精度实现更高收益；三是对于新能源现货市场偏差电量超过30%的部分在现货市场中造成的偏差亏损给予补偿，降低新能源中长期交易风险；四是缩短交易周期，实现了中长期月内连续开市，开展发电权随时转让交易品种，为新能源参与市场规避风险提供便利。
通过多种措施，新能源提高了市场收益，协调了省间和省内市场，统一了保供应和促消纳的关系，实现发用双方共赢，促进新能源良性高质量发展。
案例3：南方电网公司持续完善绿色电力交易和可再生能源电力消纳量市场建设
2022年南方电网公司印发全国首个区域市场绿电交易规则《南方区域绿色电力交易规则（试行）》，面向电网代购电用户建立了绿色电力认购交易机制，满足了中小企业绿色电力消费需求。开发南方区域绿色电力交易系统，实现绿电账户统一管理、认购交易统一组织、绿证统一管理。推动南方五省区常态化开展南方区域绿色电力交易，全年共成交绿色电力38.3亿千瓦时，同比增长280%，助力公司总部基地、海南博鳌论坛首次实现100%绿电供应。加强与国家可再生能源信息管理中心等单位合作，建立了绿色电力证书与绿色电力消费凭证的统一核发机制，实现绿电全生命周期溯源，为企业提供更为权威、便捷的绿电查证服务。6月南方五省区举办了首批绿色电力证书和绿色电力消费凭证的“双证”颁发仪式。组织开展了2022年南方区域跨区跨省可再生能源电力消纳量交易105亿千瓦时。
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