国家明确：新能源将进入现货市场！对光伏影响怎样？

11月1日，国家发改委、能源局综合司正式发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》（以下简称《通知》）。

《通知》提出在确保有利于电力安全稳定供应的前提下，有序实现电力现货市场全覆盖！

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。分布式新能源装机占比较高的地区，推动分布式新能源上网电量参与市场，探索参与市场的有效机制。

鼓励新型主体参与电力市场。通过市场化方式形成分时价格信号，推动储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体在削峰填谷、优化电能质量等方面发挥积极作用，探索“新能源+储能”等新方式。

一、新能源进入电力现货市场趋势明确

国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知

发改办体改〔2023〕813号

六、强化组织保障

（十六）强化组织落实。国家发展改革委、国家能源局要加强对统一电力市场体系建设的总体指导协调。各省（区、市）政府要按照2017年以来现货市场建设相关文件要求，明确任务分工，完善电力现货市场工作机制，强化监督管理、风险防范、培训宣传等工作。

国家发展改革委办公厅

国家能源局综合司

2023年10月12日

二、新能源进入电力现货市场队光伏收益有影响

由于风电光伏发电无法像火电一样为电力系统提供容量、辅助服务价值，因而在电力市场中只能获得电能量部分的收入。这导致新能源参与电力市场后面临电价下行的压力。

在新能源高占比的地区，新能源参与电力市场后的价格普遍走低，加之辅助服务分摊、系统偏差考核等因素，新能源在市场中面临价格震荡、曲线波动、偏差考核、政策影响等多重风险。

以价格震荡为例，今年“五一”期间，由于风光发电量大增，煤电机组低容量运行，电力供应整体大量超过用电负荷，山东电力现货市场有两天内共出现了连续22个小时的负电价。这意味着发电企业不仅不能靠卖电挣钱，还需要支付一定的费用给电网或用电方，以将电力卖出。

广东、山西等地电力市场也曾出现地板价“零电价”。

三、应对措施

目前主要应对措施有：

1、新能源配套储能。新能源配套储能等调节资源设施也有一定的成本，也是影响电站收益的重要因素，这方面企业刻意根据情况与政策适当配置。

2、推行新能源电力消费强制配额制，以体现新能源的绿色价值，促进优先消纳可再生能源。推行新能源电力消费强制配额制是国际通行做法，也是推动国内新能源快速发展的有效手段。

这方面应进一步规范完善绿证交易体系，做好绿电与绿证及电力现货市场的衔接，推行新能源电力消费强制配额制以及统筹协调绿色发展与系统安全的关系。（甚至可考虑碳市场的衔接）

3、发展“源、网、荷、储”一体化系统，新能源发电企业甚至还可以积极参与配网领域的经营，提供配网服务，从而实现多元化收益。并提高系统智能化，实现内部调节、实施虚拟电厂运营等，实现收益最大化。

随着新能源发电进入电力现货市场，收益下降的风险确实存在。通过提高发电效率、采用储能技术、市场多元化和政府支持等方式，新能源发电企业可以有效应对这一风险。电力现货市场的发展也需要政府和企业共同努力，制定合理的政策和规范，为新能源发电在电力市场中的参与提供更好的环境和机会。