11月10日消息，据中电联发布的《新能源参与电力市场相关问题研究报告》，从市场类型来看，新能源参与的市场主要包括电力市场、绿电市场、绿证市场、碳市场以及综合能源服务等新业态；从是否参与市场交易角度看，新能源占比低的地区以“保量保价”收购为主，执行批复电价，新能源占比较高的地区以“保障性消纳+市场化交易”结合方式消纳新能源；从参与市场的程度来看，2021年新能源总体参与市场的比例为30%左右，各省新能源市场化上网电量比例在15%-65%不等；从市场范围和市场形态来看，新能源参与了包括省间及省内的中长期市场、现货市场、辅助服务市场等，交易品种有电力直接交易、自备电厂替代交易、发电权交易、合同转让交易、绿电交易等。
新能源参与市场面临如下问题和挑战：一是新能源绿色价值没有充分体现，不利于能源绿色转型；二是新能源参与市场电价水平偏低，不利于行业健康可持续发展；三是灵活性调节价值没有合理传导，不利于系统安全运行。
中电联建议：一是完善体现新能源绿色价值的政策体系，在过渡期采用“市场交易+溢价补贴”模式，尽快建立“强制配额制+绿证交易”制度，同步探索“电-证-碳”机制衔接；二是建立适应新能源特性的市场机制，优化新能源市场交易和合约调整机制，建立政府授权的中长期差价合约机制，完善新能源参与跨省跨区交易机制，建立集中式新能源联营参与市场的机制；三是建立支撑新能源发展的引导机制和手段，发挥市场配置资源的作用，激发调节潜力，改进新能源功率预测机制，完善支撑手段。
此外，中电联发布的《新能源配储能运行情况调研报告》显示，截至2021年底，全国储能装机规模达到4266万千瓦，其中新型储能装机626.8万千瓦，同比增长56.4%。各省规划的新型储能发展目标合计超过6000万千瓦，是国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》文件中提出的2025年达到3000万千瓦目标的两倍。其中，电源侧配储能是各个省份重点支持方向，近期逐步加大了独立储能发展要求。
《新能源配储能运行情况调研报告》表明，从各区域储能应用场景分布看，华北、西北区域以新能源配储能为主，华东区域新能源配储能、电网侧储能与用户侧储能应用分布较为均衡，南方区域以火电厂配储能为主；从储能运行策略看，新能源配储至多弃电期间一天一充一放运行，个别项目存在仅部分储能单元被调用、甚至基本不调用的情况；从储能等效利用系数看，华北、西北区域的新能源配储等效利用系数高于其他区域；从储能项目造价和商业模式看，储能项目造价大多在1500—3000元/kWh之间，项目间由于边界条件不同造价差异较大。新能源配置储能具有多元价值，商业模式不尽相同、地区差异性较大。但从实际情况看，大部分储能项目的盈利水平不高。
新能源配储能存在的主要问题：一是新能源配储能利用率低；二是新能源配储能规模、型式没有进行科学论证；三是新型储能成本较高，缺乏疏导渠道；四是新型储能商业模式、电价机制有待进一步完善；五是新型储能安全管理仍需加强；六是新型储能运维难度大。
中电联建议，一是优化储能配置和调运方式，提升储能利用水平，因地制宜配置储能规模和型式；二是加大科技创新与运维管理，提升储能安全水平；三是完善市场机制，促进储能产业发展，健全新型储能电站参与电力市场规则。
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