新能源已逐渐成为未来电力的主力能源。“十四五”期间，以风电和光伏为主的新能源将进入到倍增阶段，大规模装机将使新能源消纳问题日益突出。“十四五”规划中写到，要提升清洁能源消纳和存储能力。国家能源局局长章建华指出，“今后，风能、太阳能等新能源的发展基本上不需要国家补贴，主要由市场决定。现在最大的问题就是消纳，就是把新能源电力消纳好。”
因此，消纳是未来长期面临的必须要解决的问题，而加快电力体制改革是提升新能源消纳的重要途径。目前，一些省份在新能源参与电力市场化交易，促进新能源消纳方面正积极布局。
陕西：努力提高新能源在电力交易中的参与度
2021年1月22日，陕西省发改委、国家能源局西北监管局发布关于《陕西省2021年新能源发电企业参与市场化交易实施方案》的通知。按照市场化规模逐年增加的原则，暂按近三年陕西新能源发电利用小时数15%左右的规模进入市场化交易，以此测算，确定2021年新能源保障利用小时数为风电1700小时、光伏1250小时，预估2021年进入市场交易的新能源电量规模约41亿千瓦时，后续年份根据新能源装机容量变化和市场化需求再行调整。
该《方案》的出台有利于进一步促进陕西新能源消纳，提高我省跨省区电力外送市场竞争力，实现省内重点项目“绿电”供给。努力提高新能源在电力交易中的参与度，在利用市场化手段促进新能源消纳方面，做出有益探索。
3月9日，陕西电力交易中心有限公司成功组织完成《陕西省2021年新能源发电企业参与市场化交易实施方案》发布以来的首笔省内“绿电绿用”交易。本次交易主体为并入陕西智慧车联网平台的新能源充电设施与陕西电网的新能源发电企业，在规定的交易时间期限内，协商一致并申报成功，77家充电设施用户由售电公司代理与新能源发电企业签约，成交电量5.68亿千瓦时，相当于节约标准煤燃烧17万吨，减少二氧化碳排放约43.7吨，实现了清洁能源定向消纳。
新疆：新能源市场化交易再“松绑” 可实现全“绿”电消费
今年，新疆加快探索市场化方式促进新能源消纳，出台了《新疆维吾尔自治区2021年电力直接交易实施方案》等相关政策，提升新能源企业参与市场的积极性，引导更多市场主体参与新能源市场化交易。
新疆解除了成交电量中新能源占比不超13%的限制，客户购买新能源电力，不再需要与火电打捆配比，可实现全“绿”电消费，新疆新能源市场化交易再“松绑”。
据了解，目前新疆2021年首批电力市场化交易已经实施。今年新疆首批电力直接交易中，新能源电量达90亿千瓦时，同比增长107%，占首批成交电量的四分之一以上，规模创历史新高。据统计，今年前两个月，有16家电力客户全部用上新能源电力，市场交易电量逾100亿千瓦时，已超新疆2020年全年新能源电量交易规模。
多年来，新疆持续探索新能源消纳方式。2016年3月，新疆电力交易中心成立以来，不断创新市场化交易品种，推动各类型新能源替代交易，实现电力市场化交易全准入，全力促进新能源消纳。
南方区域：可再生能源电力消纳量交易启动
近日，南方区域6家电力交易机构联合发布《南方区域可再生能源电力消纳量交易规则（试行）》，南方五省区消纳量交易由此启动。
经核定的消纳量实行凭证管理，“全国统一编码、区域统一核发”。消纳量凭证作为交易的标的，分为水电和非水电，按交易范围，分为省（区）内、区域和全国；按交易方式，分为协商和挂牌。1个消纳量凭证对应1MWh消纳量，同时也是最小申报数量。同一个责任权重考核周期，原则上只允许交易一次。届时，清洁能源消纳将有“证”可查，而且是“国证”，全国统一发证的情况，将避免各省市各自为战，意味着考核将是非常严格的。
市场主体为完成消纳责任权重考核需要的，可通过交易方式购买消纳量凭证或绿证进行补充替代。消纳量凭证不能跨年度计入责任权重；1个绿证可替代1个非水消纳量凭证，但不能作为交易标的。
山西：完善市场化机制 助力新能源消纳
近年来，山西新能源发电装机快速增长，系统峰谷差持续拉大、灵活性调峰资源短缺、电网调节能力不足，针对以上情况，交易中心进行专项课题研究，建立新能源友好型交易体系设计，从市场机制层面对电力系统的多种灵活性资源进行调配，为高比例可再生能源的市场运行环境，做出了有益的探索和实践。
一是在交易周期方面，建立“中长期+短期+现货”的全周期交易市场体系，鼓励市场主体在年和月交易基础上，开展周和多日等月内交易，促进电量不断精细化，对可再生能源中长期市场和现货市场形成互补，增加交易灵活性及价格弹性，2020年山西省新能源月内交易电量0.86亿千瓦时。二是在交易品种方面，探索源荷互动竞价交易，推动用能习惯由“源随荷动”向“源荷互动”转变，12月率先开展新能源与电动汽车互动响应交易，在新能源大发电时段，2家负荷聚合商与3家新能源企业进行电力互动响应，运用可调节资源参与电力系统调峰，提高新能源消纳能力。三是在调节资源方面，配合能监办推动独立储能和用户可控负荷参与调峰市场，鼓励具有灵活调节能力的储能、可控负荷资源主动参与电网调节，提高电网运行的灵活性。
进一步发挥市场机制对新能源消纳的促进作用
通过市场化交易促进新能源消纳是必然趋势，新能源已经具备独立参与市场化交易的条件。结合我国电力市场建设进程，应充分发挥市场优化资源配置的作用，加快建设适应新能源消纳的电力市场化交易机制，进一步发挥市场机制对于促进新能源消纳的作用。
一是构建包括中长期市场、现货市场等在内的电力市场体系，通过多时间尺度衔接，最大程度促进新能源消纳。可通过约定中长期合同签订时的电力曲线或曲线分解原则，建立新能源之间及新能源与常规能源之间的中长期打捆交易机制。通过现货市场调整日前、日内平衡偏差，尽早在电力市场中设计灵活性资源的调节机制，应对新能源出力的波动性和间歇性。
二是完善省间市场与省内市场，建立统一的电力市场交易机制。建议有序推进跨省跨区交易，完善省内市场与省间市场的衔接机制，明确衔接时序及交互信息，逐步实现各省区电力交易的开放与融合，在交易品种、交易时序、电网约束、价格出清等方面建立统一规则，逐步统一电力市场交易机制，促进新能源发电在更大范围内消纳。
三是适时建立容量市场机制，保障高比例新能源接入的系统运行安全。随着新能源发电装机比重持续提升，部分煤电机组将逐步转为提供调峰、备用服务，我国现行的一部制电价制度的局限性日益凸显。探索建立多部制电价机制或其他形式的容量机制，可防止电量市场中新能源带补贴竞价时报价过低，保障提供电力保障电源的收益，进而确保电网安全稳定。
