提高可再生能源發電和分布式能源系統發電在電力供應中的比例是深化電力體制改革的基本原則，而電改新形勢下，我國應如何解決新能源消納問題，我們不妨借鑒外國電力市場經驗，找出一條適合我國電力市場發展和新能源消納的道路。

　　1.?我國新一輪電力體制改革及對新能源消納的要求

　　2015年3月15日，《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》（簡稱中發9號文件）發布，標志著備受社會各界關注的新一輪電力體制改革開啟。中發9號文件提出通過建立市場化的機制，解決電力發展中存在的問題。改革的方向是市場化，改革的目標是還原電力商品屬性，構建有效競爭的電力市場。

　　2015年12月，國家發布了此文件的6個配套文件，分別涉及電力市場建設、交易體制改革、發用電計劃改革、輸配電價改革、售電側體制改革以及燃煤自備電廠監督管理等問題。2016年以來，電改進程加快推進。截至2016年6月初，國家發展和改革委員會已審核批復云南、貴州、山西、廣西綜合試點方案。同時，北京、廣州、新疆、青海、寧夏、吉林、天津、遼寧、蒙東、江蘇、云南、貴州等20余家電力交易中心注冊成立。

　　“提高可再生能源發電和分布式能源系統發電在電力供應中的比例”是本次深化電力體制改革的基本原則之一。促進新能源電力并網消納是本次電力體制改革實施方案和試點工作中的一項重要內容，可為通過更好的頂層設計解決可再生能源消納難題提供契機。目前，國家出臺的6份改革配套文件中與新能源消納關系最密切的配套文件主要有2份，分別是《關于有序放開發用電計劃的實施意見》（以下簡稱《計劃放開意見》）與《關于推進電力市場建設的實施意見》（以下簡稱《市場建設意見》）。《市場建設意見》提出，選擇具備條件地區開展試點，建成包括中長期和現貨市場等較為完整的電力市場，在非試點地區按照《計劃放開意見》開展市場化交易。

　　對改革文件中關于新能源消納的提法進行歸納，可以看出，電力體制改革形勢下我國新能源運行消納存在兩種方式：一是在非試點地區，新能源不直接參與電力市場，以優先發電的形式，繼續保留在發用電計劃中，同時也鼓勵其參與直接交易，進入市場。二是在試點地區，新能源作為優先發電簽訂年度電能量交易合同，根據分散式市場或集中式市場等不同市場類型，按實物合同或差價合同執行。

　　總體而言，不同國家由于新能源發電成本、市場模式等情況有別，新能源消納方式也不同，可歸結為以下3種主要方式。

　　（1）新能源不參與競價交易

　　該模式下，新能源發電以政府規定的固定電價上網，不參與競價交易，電網企業按照法律規定的新能源優先收購政策，以固定電價收購新能源發電。基于固定上網電價和全額收購的新能源消納模式中，新能源發電商無需承擔調峰、備用容量費用支付等責任，可大大減輕新能源發電商的負擔，促進新能源發展。

　　以德國為例，為激勵新能源發電投資，促進新能源發展，在2012年之前，主要采用基于固定上網電價的電網消納新能源模式。該模式下各主體之間的簡要關系如圖1所示。新能源發電無需承擔常規發電需承擔的調峰、備用容量費用支付等責任，而是由各配電網運營商管理，最終集成后由輸電網運營商統一在實時電力市場上進行售賣。根據市場運營的透明性原則，輸電網運營商必須發布其售賣的新能源發電的預測值和實際值。為了在日前市場中考慮這部分采用固定上網電價的新能源發電量，以便對輸電網運營商在實時市場出售的新能源發電量有所預期，更加合理地安排發電計劃，許多常規發電商和預測服務提供商都會自行對這部分新能源發電量進行預測。固定上網電價加全額購，是對新能源產業發展最直接有效的激勵機制之一，操作簡單、實施效果好，適用于新能源發展初期，促進新能源發展。但隨著新能源發電規模增加，電網消納新能源的壓力將逐步增加。

　　（2）有溢價補貼的新能源直接參與電力市場

　　該模式下，新能源發電直接參與電力市場，在市場價格基礎上獲得一部分額外的補貼，且承擔類似于常規電源的電力系統平衡義務。隨著新能源發電規模的快速增加，新能源發電的波動性導致了電網運行壓力持續增大，基于固定上網電價的新能源補貼額度也持續攀升，一些國家的新能源政策逐步轉為對新能源提供溢價補貼方式，推動新能源參與市場交易。

　　以德國為例，為控制新能源發電補貼成本上升及由此帶來的居民電價大幅上漲，緩解大規模新能源電力并網條件下的電網運行壓力，自2012年引入有溢價補貼的新能源直接參與電力市場模式。該模式下，新能源直接參與市場，在電力市場價格的基礎上，得到一部分額外補貼。采用市場溢價機制的新能源發電機組，必須參與類似于常規電源的調度平衡組1，在調度的日前市場關閉前，由調度平衡組基于天氣預報對新能源的發電出力進行預測，將新能源發電納入調度平衡組的電力電量平衡。對于由新能源發電波動等不平衡功率造成的輔助服務成本由調度平衡組支付。

　　以西班牙為例，按照該國1997年的《電力法》規定，風電場上網電價可以在固定電價和溢價兩種方式中選擇其一，每年有一次選擇權。其中，固定電價方式中，風電電價水平固定，為電力平均參考銷售電價的90%，電網企業須按此價格水平收購風電，超過平均上網價格部分由國家補貼。溢價方式中，風電企業需按照電力市場競爭規則與其他電力一樣競價上網，但政府額外為上網風電提供溢價補貼，風電電價水平為“溢價補貼+電力市場價格”。風電溢價為平均參考銷售電價的50%。西班牙鼓勵風電場參與電力市場競爭，2005年之后，由于全球能源價格上漲，西班牙的電力銷售電價以及電力上網價格也持續上漲，90%以上的風電企業選擇溢價方式。

　　有溢價補貼的新能源直接參與電力市場模式，是新能源發電從全額收購逐步轉為完全競價上網的一種過渡方式，適用于新能源發電已達較大規模，發電成本已經顯著下降，但其在市場中仍相對弱勢階段。通過推動新能源在有補貼的條件下參與電力市場，促進新能源提高自身技術水平，增強競爭力，并承擔調峰等義務，緩解電網運行壓力。但由于新能源在補貼條件下可以以零甚至負報價參與市場競爭，將可能拉低批發市場邊際電價，影響其他發電主體的盈利，需要建立完善的電力市場架構，保證各方利益，保障系統安全。

　　（3）無補貼的新能源直接參與電力市場

　　該模式下，新能源發電直接參與電力市場，且承擔類似于常規電源的電力系統平衡義務，沒有額外的補貼。該模式直接將新能源和常規電源一樣看待，作為商品在市場中買賣，承擔類似于常規電源的電力系統平衡義務，沒有任何額外的補貼和優待。在目前新能源發電成本較高的情況下，完全沒有補貼的新能源發電直接參與市場方式較少。

　　以美國為例，美國大部分州在可再生能源配額制的激勵下，采用新能源完全自由參與市場模式。該模式的施行主要有以下情景：一是在美國有可再生能源配額制的框架約束，電力公司有義務購入一定比例的新能源發電。一般而言，電力公司與風電場開發商簽訂長期合約，電力公司以合約約定的價格支付風電開發商，保障風電項目收益。而電力公司再將這部分風電電量在市場上售賣，風電自由參與市場競爭。二是沒有長期合約可簽的風電場則直接參與電力市場，收益存在一定的不確定性。三是美國風資源條件好，部分地區風電成本與燃氣及其他常規電源成本具有可比性，同時考慮未來燃料價格上漲等風險，電力公司有意愿購入新能源發電，并在電力市場中售賣。在美國德克薩斯州批發電力市場中，風電場與其它常規電廠一樣，可通過雙邊合同協議、日前市場和實時市場參與市場交易，并承擔相應的財務責任。同時，考慮風電自身特點，風電場不參與日前市場和補充輔助服務市場中的輔助服務競賣。德克薩斯州電網運營商ERCOT統一負責由風電波動和預測誤差等帶來的系統平衡，通過開啟可快速啟動的燃氣機組，調用非旋轉備用和旋轉備用輔助服務以及執行緊急電力消減計劃來應對新能源帶來的系統緊急事件。

　　無補貼的新能源直接參與電力市場模式，消除了新能源發電的“特殊性”，回