11月10日消息，據中電聯發布的《新能源參與電力市場相關問題研究報告》，從市場類型來看，新能源參與的市場主要包括電力市場、綠電市場、綠證市場、碳市場以及綜合能源服務等新業態；從是否參與市場交易角度看，新能源占比低的地區以“保量保價”收購為主，執行批復電價，新能源占比較高的地區以“保障性消納+市場化交易”結合方式消納新能源；從參與市場的程度來看，2021年新能源總體參與市場的比例為30%左右，各省新能源市場化上網電量比例在15%-65%不等；從市場范圍和市場形態來看，新能源參與了包括省間及省內的中長期市場、現貨市場、輔助服務市場等，交易品種有電力直接交易、自備電廠替代交易、發電權交易、合同轉讓交易、綠電交易等。
新能源參與市場面臨如下問題和挑戰：一是新能源綠色價值沒有充分體現，不利于能源綠色轉型；二是新能源參與市場電價水平偏低，不利于行業健康可持續發展；三是靈活性調節價值沒有合理傳導，不利于系統安全運行。
中電聯建議：一是完善體現新能源綠色價值的政策體系，在過渡期采用“市場交易+溢價補貼”模式，盡快建立“強制配額制+綠證交易”制度，同步探索“電-證-碳”機制銜接；二是建立適應新能源特性的市場機制，優化新能源市場交易和合約調整機制，建立政府授權的中長期差價合約機制，完善新能源參與跨省跨區交易機制，建立集中式新能源聯營參與市場的機制；三是建立支撐新能源發展的引導機制和手段，發揮市場配置資源的作用，激發調節潛力，改進新能源功率預測機制，完善支撐手段。
此外，中電聯發布的《新能源配儲能運行情況調研報告》顯示，截至2021年底，全國儲能裝機規模達到4266萬千瓦，其中新型儲能裝機626.8萬千瓦，同比增長56.4%。各省規劃的新型儲能發展目標合計超過6000萬千瓦，是國家能源局《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》文件中提出的2025年達到3000萬千瓦目標的兩倍。其中，電源側配儲能是各個省份重點支持方向，近期逐步加大了獨立儲能發展要求。
《新能源配儲能運行情況調研報告》表明，從各區域儲能應用場景分布看，華北、西北區域以新能源配儲能為主，華東區域新能源配儲能、電網側儲能與用戶側儲能應用分布較為均衡，南方區域以火電廠配儲能為主；從儲能運行策略看，新能源配儲至多棄電期間一天一充一放運行，個別項目存在僅部分儲能單元被調用、甚至基本不調用的情況；從儲能等效利用系數看，華北、西北區域的新能源配儲等效利用系數高于其他區域；從儲能項目造價和商業模式看，儲能項目造價大多在1500—3000元/kWh之間，項目間由于邊界條件不同造價差異較大。新能源配置儲能具有多元價值，商業模式不盡相同、地區差異性較大。但從實際情況看，大部分儲能項目的盈利水平不高。
新能源配儲能存在的主要問題：一是新能源配儲能利用率低；二是新能源配儲能規模、型式沒有進行科學論證；三是新型儲能成本較高，缺乏疏導渠道；四是新型儲能商業模式、電價機制有待進一步完善；五是新型儲能安全管理仍需加強；六是新型儲能運維難度大。
中電聯建議，一是優化儲能配置和調運方式，提升儲能利用水平，因地制宜配置儲能規模和型式；二是加大科技創新與運維管理，提升儲能安全水平；三是完善市場機制，促進儲能產業發展，健全新型儲能電站參與電力市場規則。
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