:新能源参与市场交易，意味着从以前的“照单全收”变为以市场方式确定价格，但新能源出力没法提前准确预测，若与用户签订中长期带曲线合同,将承担较大的经营风险，这是国内外电力市场设计面临的共性难题。政府推动我国新能源实行保障性收购与市场化消纳两种交易机制，不少地区发布引导新能源入市的方案，如何让新能源更好参与到市场交易中去，再度引发业界思考。

“怎么预测‘看天吃饭’的新能源发电量？”“市场还不成熟，新能源参与中长期交易太冒险了”“新能源进入现货市场根本不挣钱”……

“新能源装机规模迅猛增加，只有电力市场能堪消纳大任”“当务之急是讨论新能源怎么参与市场，而不是要不要参与市场”……

新一年中长期签约季临近，不少地区发布的方案显示，将引导新能源逐渐入市，由此引发了热议。近年来，以市场化方式发展新能源已成为业界共识，近期召开的“中央全面深化改革委员会第二十二次会议”也指出，要有序推动新能源参与市场交易。那么，新能源到底应该如何参与市场？

从“照单全收”到接轨市场 国际共性难题待解

我国新能源实行保障性收购与市场化消纳两种交易机制，即合理利用小时数以外电量参与电力市场，以市场方式确定价格。中国能源研究会配售电研究中心副主任吴俊宏表示，新能源出力“看天吃饭”——出力间歇、随机和波动。“但是电力市场需要精准对接供需，从年度、季度、月度、周、日前、日内分解到小时。新能源天生不可控，是国内外市场设计的共性难题。”

新能源入市，市场主体面临“量价风险”的双重挑战。广东某售电公司蒋某指出，即使电力市场相对成熟，也难以避免可能出现的“价格踩踏”，比如美国加州光伏装机多，白天大量发电，供过于求价格自然低，低至零电价甚至负电价。“新能源的出力特性使其难以竞得高价。同时，新能源参与市场会拉低整体电价，增大传统电源回收固定成本的难度。”