一、新能源發展狀況

傳統能源VS新能源

傳統發電：單位容量的平均投資成本較低，發電技術完善。

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。

發展狀況

全球環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電價(固定電價+固定補貼機制)，電網公司與可再生能源電站按當地脫硫火電機組的標桿電價結算，剩余部分由國家可再生能源發展基金支付。

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勢，電力富余時無法與調節靈活的火電相競爭，電網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峰、調頻及預留備用。

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和消費的積極性，為可再生能源電力的健康可持續性發展提供制度性保障，推動能源系統朝向綠色低碳方向轉型。

三、含新能源的電力市場試點

①云南

優先電廠：由地調/縣調調度的并網運行公用中小水電廠、2004年1月1日前已產的并網運行公用水電廠。

市場化電廠：納入省調電力電量平衡的風電場、光伏電廠、火電廠、2004年1月1日后投產由總調調度、省調調度、省地共調電廠。

②山西

現役省調燃煤機組外，天然氣發電、風電、太陽能發電、水電、生物質發電等清潔能源只要符合國家產業政策和基本建設審批程序,并取得發電業務許可證且污染物達標排放均可進入發電市場。

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

③廣西

2018年暫定廣西電網統調火電、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，先期納入火電和調峰性能好的水電企業，條件成熟時，支持風電、光伏、生物質等新能源發電企業進入市場。

四、新能源消納的探索

消納困難的主要原因：系統調峰能力不足、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：擴大跨省區通道電力用戶直接交易規模、利用低谷用電市場提升新能源消納能力、開展跨省區新能源與火電企業的發電權交易、抽水蓄能低谷電量與風電開展跨區直接交易。