“双碳”目标下，随着新能源大规模接入，电力系统将加快向清洁化、低碳化方向发展，深化电力市场建设、建立适应节能减排的市场体制机制对于充分挖掘系统消纳潜力、促进可再生能源发展和能源清洁低碳转型具有不可替代的重要作用。
从国外来看，
对新能源发展的电价支持机制主要分为固定上网电价机制（Feed-in Tariff，FIT）、溢价补贴机制（Feed-in Premium，FIP）、差价合约机制（contract for difference）、可再生能源配额制（Renewable energy Portfolio Standard，RPS）和绿证机制。在新能源发展初期，许多国家通过固定上网电价机制、溢价补贴机制、可再生能源配额制、绿证等政策鼓励新能源产业发展，基本是以保障性消纳为主，市场化机制为辅，不断提升新能源在电力市场中的竞争力。随着新能源快速发展、竞争力不断提升，政府逐渐减少补贴，推动其平价甚至低价上网。此外，国外还在完善电量偏差处理机制、调峰调频及辅助服务机制，推动新能源在更大市场范围内消纳等方面进行了很多探索和实践，积累了很多宝贵经验，对我国具有很强的借鉴意义。
从国内来看，
现阶段我国新能源大部分属于优先发电电量，参与市场交易的占比较低，未来随着新能源大规模接入电力系统，现有政策无法满足新能源消纳要求，亟需建立新能源参与市场的机制。与此同时，我国电力市场建设也正在向纵深推进，多层次统一电力市场体系已初具雏形，交易品种涵盖电力中长期、现货、辅助服务和零售，交易范围覆盖省间、省内，经营主体更趋多元，交易机构实现相对独立规范运作，市场决定电力价格的机制初步形成，市场在资源优化配置中的决定性作用逐步显现。随着以光伏和风电为代表的间歇性新能源发电比例逐步升高、各种类型储能的成本逐渐降低和需求侧响应的引入，为了适应新能源间歇性、难预测的特点，电力市场需要向更精细的时间维度和更精确的空间颗粒度发展，不断加大市场模式和交易品种创新，推动电力市场与碳市场、超额消纳量市场等的衔接协同，加快构建开放、高效、智能的电力市场运营支撑模型、算法和平台，实现对多类型主体、多时间尺度、多交易模式的友好支撑。
通过团队研究，新能源参与市场的政策与机制重点包括如下六个方面：
一是
要加快建立多时间尺度电力市场平衡机制，完善短周期高频率的交易机制，建立合同灵活调整机制，以及合理的偏差考核及分配机制，推动新能源能够以多年、年度交易为基础锁定基本收益，并通过高频的交易保障自身交易曲线尽可能贴合实际发电情况，并通过合理的偏差考核承担系统平衡责任及费用，化解系统平衡压力。
二是
现货市场要进一步鼓励新能源因地制宜的以“报量报价”或者“报量不报价”等多种方式参与，加强现货市场与中长期交易的统筹衔接，发挥现货市场价格信号的引导作用，激励火电等发电企业让出新能源消纳空间，鼓励电力用户提高负荷需求，实现新能源高比例消纳。
三是
多措并举推动新能源消纳，推动增量新能源项目通过绿电交易参与市场、逐步缩小存量项目新能源保障性收购规模，健全市场机制，有效引导新能源主动参与市场化交易。对于增量项目，新建项目不再设定保障利用小时数，通过参与电力市场推动全社会绿电消费意识，制定高耗能企业等用户的消费绿电最低占比；对于存量补贴项目，逐步缩小新能源保障性电量规模，超出部分进入市场，其中有全额保障性收购政策支持的平价或低价新能源，初期作为优先发电全额保障性收购，未来逐步放开参与市场交易，推动绿电交易与中长期交易统一组织。
四是
大型风光基地调度方案应推动煤电与风光基地以合同型方式开展联营，煤电与风光基地联营，一体化开展规划、设计、建设和运营。同时，风电、光伏、煤电、储能作为一个市场主体参与市场竞争，形成上网电价，实现各类电源之间利益共享和风险共担。在调度运行层面，各电源仍作为独立个体接受电网调度，即“联营不联运”，以保障电力安全保供和系统调节能力需要。
五是
中长期市场与现货市场均需要根据新能源机组的不同采用不同的市场交易机制。中长期市场中，针对无补贴机组，可与火电等常规电厂共同参与市场竞争，选择双边协商、集中撮合、挂牌等方式形成价格；针对有补贴机组，保障利用小时数外的电能通过双边协商形成交易价格，保障利用小时数内的电能按照政府招标价（含补贴）执行。新能源参与现货市场价格方面，针对无补贴的新机组，以报量报价的方式参与现货市场，并与其他发电一样，以市场边际出清价结算；针对有补贴的机组，保障性收购基数外的电能按照无补贴机组电量处理，在保障性收购基数内的电能可以选取一部分来参与到现货市场中，采取报量不报价的形式，以零价参与竞争的方式，最大限度保证中标和消纳。
六是
绿电交易环境价格应综合体现绿电的电能量价值和环境价值，同时绿电发电企业要承担系统调节成本。绿电交易偏差结算方式现阶段应采用绿电交易优先结算、月结月清的方式，之后适时过渡到解耦结算，采用绿电合同照付不议、偏差结算，对于环境权益偏差，按照交易合同中约定的偏差违约条款，由违约方向被违约方提供补偿。绿电交易与其他市场衔接方面，近期绿电交易在中长期市场应分开组织、优先执行、优先结算，远期逐步将绿电交易统一在中长期组织中；在现货市场不进行组织，不考虑环境价值，仅负责绿电交割。
通过研判，研究团队提出了如下四点建议：
一是推动早日形成全国统一的绿证核发和交易体系。
将绿证作为可再生能源环境价值的唯一凭证，以消纳责任权重为引导，通过绿证交易与绿电交易并行，促进可再生能源环境价值的流通，助力全国统一大市场建设和双碳目标实现。
二是完善适应大型风光基地电力外送的输电价格及交易机制。
近期大型风光基地外送通道输电采用两部制价格机制，通过容量电价回收准许收入，通过电量电价回收输电损耗，容量电费基于送受端实际情况分通道合理制定分摊比例。在保障系统安全、调度机构仍保持对各机组的调度权限前提下，可探索允许风光火作为一个市场主体参与市场，鼓励风光火企业以合同型或合伙型方式开展联营。
三是建立健全容量保障机制和辅助服务市场，促进各类市场主体公平承担系统安全责任和系统调节成本。
从长时间尺度看，逐步建立健全容量保障机制和价格信号，合理引导火电、抽蓄等机组投资建设，保障系统长期容量充裕度。从短时间尺度看，健全辅助服务市场，体现资源系统调节价值、进一步拉大峰谷价差，提升系统灵活调节能力。从成本疏导角度看，建立科学的新能源成本消纳测算方法，推动各类主体公平负担系统安全与调节成本。
