国家要通过制度的手段，创造全社会购买绿色电力的需求，靠自愿购买绿电和绿证是很难实现的，目前无论绿证还是绿电，成交量都很低。只有创造对绿电稳定的需求，才能真正形成价格，新能源才有希望通过自己的优势来获得稳定的收益。
（来源：国能龙源节能 能鉴）
新能源价格政策的历史
价格政策是支持可再生能源电力发展的核心和基石。我国可再生能源电价机制可简单分为二个阶段。
一是标杆电价阶段。我国自2006年《可再生能源法》实施以来，逐步建立了风电、光伏发电等可再生能源发电标杆电价制度。就是那个分几类资源区，然后逐步退坡的上网电价政策。（历年指导价在行业报告当中都有）
二是平价阶段。风光发电在保量的情况下，上网电价可达到燃煤标杆电价实现发电侧平价。2019年，国家发改委印发《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》启动了平价上网试点项目建设。
2021年，国家发改委印发《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，提出：2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网；2021年新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行。新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好体现光伏发电、风电的绿色电力价值。
2022年，国家发改委印发《关于2022年新建风电、光伏发电项目延续平价上网政策的函》，2022年新建风电、光伏发电项目延续执行平价上网政策。
在新能源消纳方面，2016年，国家发改委印发《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》中提出，可再生能源并网发电项目年发电量分为保障性收购电量部分和市场交易电量部分。并在《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》中，确定了部分存在弃风、弃光问题地区规划内的风电和光伏最低保障收购年利用小时数。
所以可以说新能源的电量主要就分为两部分：
一是政府全额收购部分。国家全额保障消纳的部分。
二是保障性消纳+市场化交易部分。对于核定最低保障收购年利用小时数的地区，主要是东北、西北等弃风、弃光较严重的地区，保障小时数内对应的电量执行相应资源区的指导价，保障小时数外的部分由市场化方式形成价格。以国网区域为例，2021年，国网经营区域消纳新能源电量7786亿千瓦时，其中，政府收购+保障消纳部分5473亿千瓦时，占比71%，这部分执行平价上网价格；新能源市场化交易电量2313亿千瓦时，占比29%，这部分市场形成价格。
新能源在电力市场中的问题
在政府全额保障消纳新能源的模式下，新能源的收益是有保障的，2021年前并网的新能源机组可以获得“煤电基准价+补贴”，2021年以后并网的机组实行平价上网，仅获得“煤电基准价”。如果把电力的价值划分为“电能量价值、容量价值、灵活性价值和绿色价值”四部分。电力市场模式下，常规火电可以获得电量、容量和辅助服务（也就是灵活性）收入（原来核定煤电标杆电价时是包含这些价值的），与常规电源相比，新能源则难以为电力系统提供容量、辅助服务价值，因而在电力市场中只能获得电能量部分的收入。
以开了现货市场的山西为例，去年风电、光伏市场交易结算价格都在2毛6左右，火电结算价格在3毛2左右，并且随着火电价格上浮比例打开，差距还在进一步拉大。可以说现货市场进一步放大了这个趋势，现有模式下的现货市场在面对高比例新能源时，极端价格频频出现，例如甘肃现货市场较多时段按照最高、最低限价出清；山西现货运行中，出现长时间零电价出清的情况。所以，如何保障其在市场中的收益和健康发展，是新能源进入市场必须考虑的问题。
新能源绿色价值的回收
平价上网和进入市场后，应更关注新能源的绿色价值如何回收。新能源的主要价值包括电能量价值和绿色价值两个部分，而绿色价值部分也是新能源相对于常规能源最大的优势。我们在电力市场交易的标准产品，不仅仅是电能量，是“可靠稳定的电能量”，能提供完整的“电能量价值+容量价值+灵活性价值”电力产品的电源才能拿走完整的电价，新能源显然只能拿走电能量的部分。并且，市场内新能源的数量越多，容量价值和灵活性价值就越稀缺，价格也会越高，常规电源能拿走的部分也就越多。因此，新能源在电力市场内的竞争力比较低，只能寄希望于通过体现自己绿色价值这一优势，来获得自身合理的收益。
国家提出至少到2030年以前，新能源要全部进入电力市场，同时还要保障新能源快速发展和消纳，那就必须保障新能源进入电力市场之后是有渠道获得合理回报的，是能基本取得预期收益的，不然投资就无法拉动。
建议
国家要通过制度的手段，创造全社会购买绿色电力的需求，靠自愿购买绿电和绿证是很难实现的，目前无论绿证还是绿电，成交量都很低。只有创造对绿电稳定的需求，才能真正形成价格，新能源才有希望通过自己的优势来获得稳定的收益。
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