新能源市场化改革迎来关键一步。今年1月末，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（简称136号文），明确自6月1日起，新能源项目将全面进入电力市场交易，上网电价实行市场化定价。
在此背景下，近日，厦门大学和自然资源保护协会召开一场电力低碳保供研讨会，多位业内专家共同探讨新能源入市后，价格如何体现价值、市场机制设计等议题。
136号文具有里程碑意义
“引导新能源全面入市的136号文是中国低碳转型的重要里程碑，将深刻影响风电、光伏、新能源汽车和储能等新能源领域的发展进程。”厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强如此评价。
“136号文为新能源项目提供了托底收益，价差结算的机制可以帮助新能源企业实现平稳化过渡。”国家发展改革委能源研究所能源系统中心副主任刘坚肯定了政策带来的正面影响。
不容忽视的是，市场竞价逻辑对新能源企业的市场参与能力提出了更高的要求，如新能源场站选址、功率预测、报价策略等。而对于各类新型储调资源，“应按照‘同网同质同价’原则，给予各类灵活性资源合理的容量补偿，并优化电力现货市场出清节点，以释放更为精确的价格信号。”刘坚建议。
“136号文代表电力市场改革真正进入深水区。”中国电科院电力自动化所电力市场室副主任郑亚先说。
一系列挑战随之而来。在郑亚先看来，新能源入市面临三大难关：一是新能源参与市场竞争可能会面临比较大的结算收益风险；二是市场竞争主体不完整、竞争方式不统一，导致价格信号不完整；三是分布式新能源的体量已经非常庞大，对电力系统的平衡影响显著，但目前尚未有完善的机制引导其主动参与电力现货市场。因此，建立相应的市场机制以促进分布式新能源的参与已迫在眉睫。
“构建新型电力系统是能源绿色转型的关键。随着新能源入市，未来电力系统将面临巨大挑战，亟需构建分区分层的系统架构。”中国电机工程学会副理事长姚强从环境发展与绿色能源转型、可再生能源开发策略、新型电力系统架构等方面深入剖析。他认为，配网系统在调动用户用电行为、提升系统调节能力方面将发挥核心作用，价格机制在其中起到关键的引导作用。
让参与主体“能赚到钱”
“如果能挣钱，想参与的人一定很多。政策应有持续的驱动性，这是核心所在。”林伯强表示，新能源入市后，价格如何体现价值是市场非常关心的问题，这不仅涉及新能源是否能够持续大幅度增加，还涉及谁来承担增加的成本。
不少专家建议从相关机制设计着手。南方电网能源研究院能源战略研究所所长助理冷媛分享了国际市场的经验。
从国际上来看，新能源参与市场交易后，收益保障的典型机制设计大概有以下几类：
一是差价合约机制，通过事先确定一个合约价格，市场交易的参考价格与合约价格之间的差额向新能源机组补齐或者从新能源机组回收，从而平抑新能源参与市场后所面临的价格波动风险，且对用户价格起到一定稳定作用。这也是136号文里面主要采取的思路。
二是上网电价补贴机制，即在新能源机组参与市场交易的基础上，给予一定规模的补贴。这种补贴可以是固定金额的补贴，也可以是根据市场情况变动的补贴。
三是可再生能源配额制和绿证交易，主要是通过法律形式要求义务主体提供或消纳一定规模的可再生能源并以绿证作为履约凭证，通过绿证反映的环境溢价为新能源发展提供资金支持。
自然资源保护协会能源转型项目高级主管黄辉认为，新能源全面入市，带来的不单是电能量市场的变化。配套的辅助服务、容量电价机制，也需要加快完善。近期西班牙停电事件，侧面反映出市场机制亟待完善，以更好地引导调节与应急资源的建设。
在电力市场机制方面，郑亚先建议：应该建立分阶段、逐步放开的市场外政策配套体系；针对高比例新能源的新型电力系统，要重新构建价值体系，建立相应的市场品种；建立体现容量支撑价值的电力容量市场机制；建立适应高比例新能源的高频次、标准化的中长期连续滚动交易机制，推动各类型主体全面参与现货市场竞争。
