4月29日，國家能源局舉行新聞發布會，國家能源局新能源和可再生能源司副司長潘慧敏介紹，2024年一季度，全國可再生能源新增裝機6367萬千瓦，同比增長34%，占新增裝機的92%。截至2024年3月底，全國可再生能源裝機達到15.85億千瓦，同比增長26%，約占我國總裝機的52.9%，其中，風電和光伏發電之和突破11億千瓦。
隨著我國可再生能源裝機規模不斷攀升，可再生能源發電量也快速提升。2024年一季度，全國可再生能源發電量達6875億千瓦時，約占全部發電量的30.7%；其中，風電光伏發電量達4253億千瓦時，同比增長25%。大規模的可再生能源電力在降低電力行業碳排放的同時，會給電網安全穩定性帶來風電，也面臨著越來越大的消納問題。
與此同時，新能源裝機規模的增長也推升了新能源配儲規模，在新能源配儲參與電網調度機制不完善的背景下，儲能的利用率低下的挑戰也十分巨大。在此背景下，進一步完善電力市場交易，推動綠電和儲能積極參與電力市場，通過市場化方式促進新能源電力消納和儲能利用率提高，成為破解新能源消納難題，推動新能源電力高質量發展的關鍵舉措。
從全額保障性收購到多元化消納，可再生能源交易更加市場化
2015年，《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》出臺開啟新一輪電改以來，我國電力市場在促進可再生能源發展方面便發揮著越來越重要的作用。電改初期，在新能源裝機規模不大的背景下，主要通過可再生能源發電保障性收購制度來推動新能源電力的消納。
保障性收購制度雖然可以保障新能源發電機組的經濟效益，但在電網“統購統銷”的模式下，消費測無法分辨自身購買電力的來源，可再生能源電力的環境屬性就無法彰顯出來，最終也不利于新能源電力的長遠發展。
隨著電力中長期市場交易規則的完善，跨省跨區中長期新能源電力交易逐步興起。同時，《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》政策的出臺，推動了分布式新能源電力的市場化交易進程。我國在發布的《電力中長期交易基本規則》中也提出，明確跨省跨區優先發電，確保清潔能源送出，并推動該部分電量逐步市場化；優先安排規劃內的風電、太陽能等可再生能源保障性收購小時，以及可再生能源調峰機組優先發電。
在系列電力市場改革措施推動下，我國新能源市場化交易電量占新能源總發電量比重逐步提升，占比趨近30%。2021年，國家發改委、國家能源局發布《綠色電力交易試點工作方案》，提出將優先組織有綠色電力消費需求的市場主體開展長周期的市場化交易，并進一步明確了綠色電力交易在現貨交易中的優先出清順序，確保綠色電力交易電量履約。綠電消納在事實上也從電網單一主體變為電網、售電公司和用戶等多元化市場主體。
今年3月，國家發改委發布《全額保障性收購可再生能源電量監管辦法》，從政策上明確了由多元化電力市場成員全額保障性收購可再生能源電量相關機制，可再生能源電力交易逐步走向市場化。新能源裝機規模大增背景下，新能源和儲能參與電力市場難題待解
數據顯示，2023年1-12月，全國電力市場交易電量5.7萬億千瓦時，同比增長7.9%，占全社會用電量比例61.4%；其中，新能源市場化交易電量6845億千瓦時，占新能源總發電量的47.3%。而綠電交易規模僅為537億千瓦時，僅占新能源市場化交易的7.9%。新能源電力市場化交易仍有較大改善空間。
大規模新能源電力的上網，尤其是光伏、風電等新能源電力具有發電時間段較為集中的特點，新能源電力在參與電力現貨市場上往往以較低的價格成交，這也會直接影響到新能源投資項目的經濟效益。
2017年，青海省要求列入規劃年度開發的風電項目按照規模的10%配套建設儲電裝置，拉開了新能源配儲的序幕。近兩年來，隨著可再生能源裝機的快速增長，各地為降低新能源電力的波動性、維護電網安全，紛紛開始強制新能源項目配套儲能設施。
可再生能源莊基地快速增長也帶動了新型儲能尤其是化石儲能的發展。我國電化學儲能規模從2020年的3GW左右增長至2023年的超20GW。但由于儲能電池在運行效果和接受電網調度方面仍存在不少問題，新能源配儲能利用系數僅為6.1%。如此低的利用率直接導致新能源項目投資回報率較差，影響新能源電力的發展。
新能源配儲原本是要解決新能源電力消納問題，更好促進新能源電力更好參與市場化消納。但由于儲能參與電網市場化調度機制不夠完善，新能源發展和消納問題面臨著越來越大的壓力。
需進一步完善新能源和儲能參與電力市場機制，推動新能源更多通過市場化消納
據山東、山西多個電力市場結果看，新能源電力入市的現貨結算價格基本比沒有現貨的價格低。這會反向激勵新能源投資企業更愿意通過政府定價或電網全額收購等方式進行消納，以降低自身通過市場化方式交易帶來的價格波動風險。
因此，應進一步完善電力市場中長期交易市場和現貨交易規則，從促進新能源電力市場化消納的原則出發，制定符合新能源電力特點的交易規則。并探索建立面向新能源和儲能的容量補償機制，幫助回收新能源投資的固定成本和提高其經濟效益。
2023年，國家發展改革委、國家能源局制定了新的《電力現貨市場基本規則（試行）》，明確提出要穩妥有序推動新能源參與電力市場，設計適應新能源特性的市場機制，與新能源保障性政策做好銜接；推動分布式發電、負荷聚合商、儲能和虛擬電廠等新型經營主體參與交易。
今年以來，國家發改委和國家能源局相繼發布《關于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知》《關于促進新型儲能并網和調度運用的通知》等政策，優化調峰輔助服務交易和價格機制，優先調用新型儲能試點示范項目，充分發揮各類儲能價值，“新能源+儲能”參與電力市場的經濟效益將得到顯現。
近期，《綠色電力交易專章（征求意見稿）》中也在國家層面對綠電交易機制和價格機制進行了規范，并鼓勵簽訂多年綠電購買協議，推動跨省區優先發電計劃中的綠色電力，通過參與綠色電力交易的方式予以落實。
隨著我國可再生能源裝機規模不斷攀升，可再生能源發電量也快速提升。2024年一季度，全國可再生能源發電量達6875億千瓦時，約占全部發電量的30.7%；其中，風電光伏發電量達4253億千瓦時，同比增長25%。大規模的可再生能源電力在降低電力行業碳排放的同時，會給電網安全穩定性帶來風電，也面臨著越來越大的消納問題。
與此同時，新能源裝機規模的增長也推升了新能源配儲規模，在新能源配儲參與電網調度機制不完善的背景下，儲能的利用率低下的挑戰也十分巨大。在此背景下，進一步完善電力市場交易，推動綠電和儲能積極參與電力市場，通過市場化方式促進新能源電力消納和儲能利用率提高，成為破解新能源消納難題，推動新能源電力高質量發展的關鍵舉措。
從全額保障性收購到多元化消納，可再生能源交易更加市場化
2015年，《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》出臺開啟新一輪電改以來，我國電力市場在促進可再生能源發展方面便發揮著越來越重要的作用。電改初期，在新能源裝機規模不大的背景下，主要通過可再生能源發電保障性收購制度來推動新能源電力的消納。
保障性收購制度雖然可以保障新能源發電機組的經濟效益，但在電網“統購統銷”的模式下，消費測無法分辨自身購買電力的來源，可再生能源電力的環境屬性就無法彰顯出來，最終也不利于新能源電力的長遠發展。
隨著電力中長期市場交易規則的完善，跨省跨區中長期新能源電力交易逐步興起。同時，《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》政策的出臺，推動了分布式新能源電力的市場化交易進程。我國在發布的《電力中長期交易基本規則》中也提出，明確跨省跨區優先發電，確保清潔能源送出，并推動該部分電量逐步市場化；優先安排規劃內的風電、太陽能等可再生能源保障性收購小時，以及可再生能源調峰機組優先發電。
在系列電力市場改革措施推動下，我國新能源市場化交易電量占新能源總發電量比重逐步提升，占比趨近30%。2021年，國家發改委、國家能源局發布《綠色電力交易試點工作方案》，提出將優先組織有綠色電力消費需求的市場主體開展長周期的市場化交易，并進一步明確了綠色電力交易在現貨交易中的優先出清順序，確保綠色電力交易電量履約。綠電消納在事實上也從電網單一主體變為電網、售電公司和用戶等多元化市場主體。
今年3月，國家發改委發布《全額保障性收購可再生能源電量監管辦法》，從政策上明確了由多元化電力市場成員全額保障性收購可再生能源電量相關機制，可再生能源電力交易逐步走向市場化。新能源裝機規模大增背景下，新能源和儲能參與電力市場難題待解
數據顯示，2023年1-12月，全國電力市場交易電量5.7萬億千瓦時，同比增長7.9%，占全社會用電量比例61.4%；其中，新能源市場化交易電量6845億千瓦時，占新能源總發電量的47.3%。而綠電交易規模僅為537億千瓦時，僅占新能源市場化交易的7.9%。新能源電力市場化交易仍有較大改善空間。
大規模新能源電力的上網，尤其是光伏、風電等新能源電力具有發電時間段較為集中的特點，新能源電力在參與電力現貨市場上往往以較低的價格成交，這也會直接影響到新能源投資項目的經濟效益。
2017年，青海省要求列入規劃年度開發的風電項目按照規模的10%配套建設儲電裝置，拉開了新能源配儲的序幕。近兩年來，隨著可再生能源裝機的快速增長，各地為降低新能源電力的波動性、維護電網安全，紛紛開始強制新能源項目配套儲能設施。
可再生能源莊基地快速增長也帶動了新型儲能尤其是化石儲能的發展。我國電化學儲能規模從2020年的3GW左右增長至2023年的超20GW。但由于儲能電池在運行效果和接受電網調度方面仍存在不少問題，新能源配儲能利用系數僅為6.1%。如此低的利用率直接導致新能源項目投資回報率較差，影響新能源電力的發展。
新能源配儲原本是要解決新能源電力消納問題，更好促進新能源電力更好參與市場化消納。但由于儲能參與電網市場化調度機制不夠完善，新能源發展和消納問題面臨著越來越大的壓力。
需進一步完善新能源和儲能參與電力市場機制，推動新能源更多通過市場化消納
據山東、山西多個電力市場結果看，新能源電力入市的現貨結算價格基本比沒有現貨的價格低。這會反向激勵新能源投資企業更愿意通過政府定價或電網全額收購等方式進行消納，以降低自身通過市場化方式交易帶來的價格波動風險。
因此，應進一步完善電力市場中長期交易市場和現貨交易規則，從促進新能源電力市場化消納的原則出發，制定符合新能源電力特點的交易規則。并探索建立面向新能源和儲能的容量補償機制，幫助回收新能源投資的固定成本和提高其經濟效益。
2023年，國家發展改革委、國家能源局制定了新的《電力現貨市場基本規則（試行）》，明確提出要穩妥有序推動新能源參與電力市場，設計適應新能源特性的市場機制，與新能源保障性政策做好銜接；推動分布式發電、負荷聚合商、儲能和虛擬電廠等新型經營主體參與交易。
今年以來，國家發改委和國家能源局相繼發布《關于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知》《關于促進新型儲能并網和調度運用的通知》等政策，優化調峰輔助服務交易和價格機制，優先調用新型儲能試點示范項目，充分發揮各類儲能價值，“新能源+儲能”參與電力市場的經濟效益將得到顯現。
近期，《綠色電力交易專章（征求意見稿）》中也在國家層面對綠電交易機制和價格機制進行了規范，并鼓勵簽訂多年綠電購買協議，推動跨省區優先發電計劃中的綠色電力，通過參與綠色電力交易的方式予以落實。
