30年，新能源將全面參與市場交易。
當前，在部分時段、部分地區，發生自行降低新能源保障利用小時數的現象，迫使新能源企業只得以較低電價在電力市場中競得發電權，損害了新能源投資開發企業合法權益。
從政策制定方面，國家如何保障新能源項目在未來的市場化交易中，獲得穩定、預期的收益？在《關于促進新時代新能源高質量發展的實施方案》中，給出了以下三個保障措施：
1、對于存量項目，電網嚴格保障性收購！
對國家已明確價格政策的新能源項目，電網企業應按照有關法規嚴格落實全額保障性收購政策，全生命周期合理小時數外電量可以參與電力市場交易。
通過“計劃為主、市場為輔”的方式保障存量有價格政策項目投資收益，確保新能源由計劃向市場平穩過渡。
存量可再生能源項目年發電量分為保障性收購電量和市場交易電量兩部分。
保障性收購電量部分：通過優先安排年度發電計劃、與電網公司簽訂優先發電合同保障全額按標桿上網電價收購；
市場化交易電量部分：由可再生能源發電企業通過參與市場競爭方式獲得發電合同，電網企業按照優先調度原則執行發電合同。
2、簽訂長期購售電協議，開展分布式隔墻售電
3、以差價合約形式參與電力市場交易
以下內容節選自《關于促進新時代新能源高質量發展的實施方案》案例解讀
主要政策點1：支持新能源項目與用戶開展直接交易，鼓勵簽訂長期購售電協議，電網企業應采取有效措施確保協議執行。
新能源參與電力市場交易是促進新能源消納的重要途徑。為支持和規范各地開展電力交易，2016和2020年，國家發展改革委、國家能源局分別印發《電力中長期交易基本規則（暫行）》（發改能源〔2016〕2784號）、《電力中長期交易基本規則》（發改能源〔2020〕889號），明確提出由各電力交易機構負責組織開展可再生能源電力相關交易。
1、優先發電、保障性收購
由于歷史沿革和電力系統運行特點，當前階段我國電力工業正處于計劃與市場雙軌運行階段。為保障我國新能源產業健康平穩發展，國家發展改革委、國家能源局于2019年發布《關于規范優先發電優先購電計劃管理的通知》，將新能源列為優先發電的支持范圍。根據文件精神，風電、光伏發電在消納不受限地區全額電量列入發電計劃，在消納受限地區要采取合理有效措施，確保全額保障性收購政策有效執行。同時，為適應電力體制市場化改革要求，文件鼓勵新能源通過市場化方式落實可再生能源優先發電政策。
2、簽訂中長期合同、開展分布式隔墻售電
2022年，國家發展改革委、國家能源局印發《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》（發改體改〔2022〕118號），對新能源參與市場、開展直接交易進行了更為明確的規定，提出有序推動新能源參與電力市場交易，引導新能源簽訂較長期限的中長期合同，鼓勵分布式光伏、分散式風電等主體與周邊用戶直接交易。到2030年，實現新能源全面參與市場交易。
目前，全國絕大部分省區均已建成中長期電力市場，為新能源參與中長期電力交易創造了有利條件。初步統計，已有二十多個省（自治區、直轄市）的新能源項目不同程度參與到電力市場化交易中。電力現貨市場交易機制可以在更大程度發揮市場作用，調動系統資源實現新能源消納，但現貨市場價格的波動性較大，直接參與現貨市場交易會對新能源項目主體收益造成影響。為進一步發揮市場機制對新能源消納的促進作用，同時保障新能源項目開發主體的合理收益，《實施方案》提出“支持新能源項目與用戶開展直接交易，鼓勵簽訂長期購售電協議，電網企業應采取有效措施確保協議執行”，旨在鼓勵新能源企業在中長期市場發揮新能源成本優勢和綠色屬性優勢，通過簽訂中長期購售電協議方式與電力用戶直接交易，以規避市場波動風險，鎖定預期收益。同時強調電網公司要確保協議執行，真正落實可再生能源優先發電政策。
主要政策點2：對國家已明確價格政策的新能源項目，電網企業應按照有關法規嚴格落實全額保障性收購政策，全生命周期合理小時數外電量可以參與電力市場交易。
為保障新能源產業健康穩定發展，我國頒布的《可再生能源法》明確規定電網企業全額收購可再生能源并網發電項目的上網電量。2016年3月，國家發展改革委發布《關于印發
保障性收購電量部分通過優先安排年度發電計劃、與電網公司簽訂優先發電合同保障全額按標桿上網電價收購；
市場化交易電量部分由可再生能源發電企業通過參與市場競爭方式獲得發電合同，電網企業按照優先調度原則執行發電合同。
該政策的出臺，達到了完成新能源全額保障性收購，以及通過市場化方式促進新能源消納的雙重效果。
近年來，隨著新能源大規模發展，新能源裝機比例越來越高，部分地區超過了50%，在部分時段部分地區出現了消納困難的情況，也發生了部分地區自行降低新能源保障利用小時數的現象，迫使新能源企業只得以較低電價在電力市場中競得發電權，損害了新能源投資開發企業合法權益。鑒于此，《實施方案》明確要求嚴格落實全額保障性收購政策，在全生命周期合理小時數內電量嚴格落實收購政策，切實保障新能源企業合法權益。與此同時，《實施方案》再次強調支持新能源企業在全生命周期合理小時數以外電量參與市場競爭，通過“計劃為主、市場為輔”的方式保障存量有價格政策項目投資收益，確保新能源由計劃向市場平穩過渡。
主要政策點3：在電力現貨市場試點地區，鼓勵新能源項目以差價合約形式參與電力市場交易。
電力現貨市場具有發現電力實時價格、準確反映電能供需關系的重要作用。2017年，國家發展改革委、國家能源局印發《關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知》（發改辦能源〔2017〕1453號），將廣東、蒙西、浙江等8個地區作為第一批電力現貨市場試點。2021年印發《關于進一步做好電力現貨市場建設試點工作的通知》（發改辦體改〔2021〕339號），選擇遼寧省、上海市、江蘇省、安徽省、河南省、湖北省作為第二批現貨試點，提出“穩妥有序推動新能源參與電力市場”。2022年2月，《國家發展改革委辦公廳國家能源局綜合司關于加快推進電力現貨市場建設工作的通知》（發改辦體改〔2022〕129號）發布，提出第一批試點地區原則上2022年開展現貨市場長周期連續試運行，第二批試點地區原則上在2022年6月底前啟動現貨市場試運行。同時提出，推動新能源自愿參與電力交易，充分體現新能源的環境價值和系統消納成本，建立與新能源特性相適應的交易機制，滿足新能源對合同電量、曲線的靈活調節需求，在保障新能源合理收益的前提下，鼓勵新能源以差價合約形式參與現貨市場。
新能源企業參與現貨市場交易以中長期交易合約為基礎。中長期市場目前主要存在兩種合約形式，即物理合約和差價合約。
物理合約要求新能源企業嚴格按照合同約定曲線安排電力生產，考慮到新能源出力的間歇性和波動性，新能源企業以物理合約為基礎參與現貨市場具有實際困難。
而差價合約屬于金融合約，不要求新能源企業嚴格執行約定曲線，而在電費結算時根據現貨市場電價與合約價的差值予以調整。因此，差價合約是對沖新能源出力不可控性所帶來的市場風險的有效手段，也是新能源企業參與現貨市場交易的有利選擇。
有鑒于此，《實施方案》提出，在電力現貨市場試點地區，鼓勵新能源項目以差價合約形式參與電力市場交易，從而實現既通過現貨市場機制促進新能源消納，又在一定程度上保證新能源投資開發企業的合理收益。
