一、新能源發(fā)展狀況

傳統(tǒng)能源VS新能源

傳統(tǒng)發(fā)電：單位容量的平均投資成本較低，發(fā)電技術完善。

新能源：邊際成本較低，單位容量的平均投資成本較高，自身特性制約。

發(fā)展狀況

全球環(huán)境問題與能源問題的凸顯，風電和光伏為主的間歇性可再生能源迅速發(fā)展。

2017年全年平均棄風率約為12%

2017年全年棄光率達到6%

全年棄風與棄光折合經(jīng)濟損失超過170億元

二、可再生能源的價格機制

可再生能源價格機制為固定上網(wǎng)電價(固定電價+固定補貼機制)，電網(wǎng)公司與可再生能源電站按當?shù)孛摿蚧痣姍C組的標桿電價結算，剩余部分由國家可再生能源發(fā)展基金支付。

例如風電，一方面，對風電全額保障性收購，風電的售電價格和銷售量都有保證，無需面對遠期市場價格波動的風險;另一方面，風電無需承擔平衡輔助服務的義務，其出力波動性和間歇性帶來的平衡問題均由電網(wǎng)公司負責，成本最終由用戶分攤。

價格機制的不足：(1)可再生能源相比火電而言沒有價格優(yōu)勢，電力富余時無法與調(diào)節(jié)靈活的火電相競爭，電網(wǎng)公司接納可再生能源沒有激勵相容的機制。(2)另一方面，可再生能源無法對給予其輔助服務的其他機組進行補償，使其他機組缺乏動力為可再生能源進行調(diào)峰、調(diào)頻及預留備用。

配額制：可再生能源電力配額制，通過強制性手段和與之配套的市場化交易措施建立對可再生能源電力利用水平的約束性機制，有效提升可再生能源電力生產(chǎn)和消費的積極性，為可再生能源電力的健康可持續(xù)性發(fā)展提供制度性保障，推動能源系統(tǒng)朝向綠色低碳方向轉(zhuǎn)型。

三、含新能源的電力市場試點

①云南

優(yōu)先電廠：由地調(diào)/縣調(diào)調(diào)度的并網(wǎng)運行公用中小水電廠、2004年1月1日前已產(chǎn)的并網(wǎng)運行公用水電廠。

市場化電廠：納入省調(diào)電力電量平衡的風電場、光伏電廠、火電廠、2004年1月1日后投產(chǎn)由總調(diào)調(diào)度、省調(diào)調(diào)度、省地共調(diào)電廠。

②山西

現(xiàn)役省調(diào)燃煤機組外，天然氣發(fā)電、風電、太陽能發(fā)電、水電、生物質(zhì)發(fā)電等清潔能源只要符合國家產(chǎn)業(yè)政策和基本建設審批程序,并取得發(fā)電業(yè)務許可證且污染物達標排放均可進入發(fā)電市場。

新能源可以參加直接交易、跨省跨區(qū)域交易、合同電量轉(zhuǎn)讓交易、輔助服務等多種交易。

③廣西

2018年暫定廣西電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)火電、核電，興義電廠#2機參與市場交易。適時組織水電、風電、光伏等清潔能源參與市場交易。

④湖北

2018年-2019年初步建立湖北電力市場，先期納入火電和調(diào)峰性能好的水電企業(yè)，條件成熟時，支持風電、光伏、生物質(zhì)等新能源發(fā)電企業(yè)進入市場。

四、新能源消納的探索

消納困難的主要原因：系統(tǒng)調(diào)峰能力不足、政策機制不健全、送出能力不足、需求側響應不夠

消納中長期交易機制：擴大跨省區(qū)通道電力用戶直接交易規(guī)模、利用低谷用電市場提升新能源消納能力、開展跨省區(qū)新能源與火電企業(yè)的發(fā)電權交易、抽水蓄能低谷電量與風電開展跨區(qū)直接交易。