2020年上半年电力市场化交易占全社会用电量比重同比提高。上半年全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量12024亿千瓦时，同比增长5．9％。其中，电力市场中长期电力直接交易电量为9602亿千瓦时，同比增长8．5％，占全社会用电量比重为28．6％，同比提高2．6个百分点。
国网区域2020年上半年交易情况
国家电网有限公司经营区域各电力交易中心总交易电量累计完成21437亿千瓦时，同比下降2．4％。其中，市场化交易电量8597亿千瓦时，同比增长1．9％。电力直接交易电量6655亿千瓦时，同比增长0．7％，降低电力用户用电成本201亿元，持续释放改革红利。2020年上半年，国网区域内省间交易电量完成4855亿千瓦时，同比增长4．8％。其中，清洁能源1900亿千瓦时，占39．1％。
风／光参与电力交易大势所趋
随着电力体制改革的逐步深入，风电、光伏参与电力市场已是大势所趋，今年5月，冀北电力与张家口市政府达成合作协议，依托电力交易平台，电力用户每月发布下个月需求电量和挂牌电价，可再生能源发电企业自愿参加。之后，广东省对于可再生能源参与电力市场化交易也出台了相关意见。
2020年8月25日，广东省能源局发布了《关于征求广东省可再生能源电力消纳保障实施方案和可再生能源电力交易实施方案意见的函》（以下简称《意见》），明确可再生能源消纳责任权重及分配、市场管理机制、考核要求等详细交易方案。
《意见》提到，引入有可再生能源电力消纳需求的市场化用户、售电公司、集中式风电和光伏企业开展交易。可再生能源电力交易采用价差模式签订年度双边协商合同，用户侧可自主选择参加可再生能源电力交易和中长期电能量市场交易，可再生能源电力交易合同优先结算。在年度双边协商交易的基础上，研究增加月度双边协商、月度挂牌等交易品种。条件具备时，研究开展可再生能源电力参与现货市场交易。
这一《意见》的提出，对于促进可再生能源消纳是重大利好。不仅仅是广东省，近3个月内，新疆、江苏、陕西、山西等省份也发布了电力交易相关政策，以及从各省份的交易市场动态了解到，鼓励新能源参与电力市场化交易。
新疆：拓展新能源直接交易和发电权替代交易规模
7月，疆电外送电量达104亿千瓦时，同比增长57．6％，其中新能源34．3亿千瓦时，占外送电量的33％。这是疆电外送以来单月外送电量首破百亿。外送电量达104亿千瓦时，可为新疆创造直接经济收益23亿元，增加税收3亿元左右。
新疆坚持新能源优先调度机制，科学合理安排发电计划，尽最大能力接纳新能源。坚持利用市场化手段，扩大新能源替代交易范围和力度，拓展新能源直接交易和发电权替代交易规模，提升了全疆新能源消纳水平。
江苏：消纳清洁能源优先发电电量
2020年9月3日，江苏省发改委、国家能源局江苏监管办联合印发《关于开展2021年电力市场交易的通知》。《通知》要求，一类用户暂按实际用电量、售电公司暂按实际售电量的15％用于消纳暂不具备直接参与市场交易条件的清洁能源优先发电电量，二类用户应与售电公司在签订的购售电合同中予以明确。有利于促进新能源消纳。
山西：开展促进新能源消纳的市场化交易机制
近日，山西监管办发布关于征求《山西独立储能和用户可控负荷参与电力调峰市场交易实施细则（试行）》意见的函，本细则规定的独立储能和用户可控负荷（包括各类用户侧储能，下同）电力调峰交易在市场初期暂定为通过独立储能分时段放电和引导用户可控负荷调整用能习惯为电网提供深度调峰服务，以促进新能源消纳的市场化交易，优先于省内火电机组深调辅助市场交易开展。
陕西：鼓励光伏等新能源发电交易
日前，陕西省发展和改革委员会印发《陕西电力市场合同电量转让交易实施细则（试行）》的通知（以下简称《细则》），明确提出：鼓励风电、光伏等新能源机组，以及大容量、高参数、环保机组开展替代燃煤自备电厂机组发电交易。在风电、光伏等新能源消纳受限地区，为减少弃风、弃光电量，新能源机组之间可以开展相互替代发电交易。
但可再生能源参与市场化交易这条路并不“平坦”，行业专家表示，目前涉及可再生能源消纳和参与市场的政策种类较多，包括可再生能源补贴机制、可再生能源消纳责任权重机制等，政策之间的协调有待进一步加强。而且可再生能源波动性大，参与市场交易存在一定风险，需要在市场规则设计中予以考虑，兼顾经济性和系统安全。
同时，专家表示，目前各省新能源参与现货市场的方式存在较大差异，甘肃采用＇报量报价＇方式，山西采用＇报量不报价＇方式。浙江、山东、四川、福建采用全额保障性收购方式，不参与现货市场。对于尚未核定保障性收购小时数的地区，建议合理确定新能源保障收购利用小时，超出部分进入市场。
随着可再生能源的快速发展以及电力交易市场化程度越来越高，可再生能源参与交易将占据更多的比例。在市场机制方面，建立可再生能源目标引导制度，完善辅助服务补偿机制，启动绿色证书交易机制，采用发电权交易、省间市场交易等是促进消纳的重要方式。
