山东新能源"入市"解题

编者按

负价格的出现容易让人联想到“倒贴钱做买卖”，山东电力现货市场“五一”期间出现的“负电价”也因此吸引了众多目光。有声音认为“负电价”是市场失灵的表现，也有声音认为现货市场不利于新能源的发展，还有观点指出这是零售市场套利的好机会。

梳理众多质疑和论辩之后，记者发现“负电价”现象是电力进入“看天吃饭”时代的标志之一。新能源大发，节假日生产负荷下降，是山东出现“负电价”的直接原因，“好天气”让电力行业“几家欢喜几家愁”。国内新能源的大规模发展，意味着电力系统的供需价格波动将日渐剧烈，灵活性资源需求愈发迫切。在成本可负担性的约束下，电力市场设计仿佛“螺蛳壳里做道场”，对精细程度的要求远超以往。时代变了，也正因如此，一些难以依靠电能量市场体现的商品价值，只能寄望于“场外”市场的不断完善。

作为国内首个允许采用“负电价”的省份，山东做出了容量补偿机制、零售套餐分时价格机制等探索，但面对分布式光伏装机的快速增长，仍然面临许多挑战。而欧美国家作为更早面对“负电价”的市场，至今仍走在“出现问题解决问题”的路上。在这个过程中，市场主体的风险应对能力也在不知不觉提升。

2023年5月1—2日，山东电力现货实时市场连续出现21个小时“负电价”，引发行业普遍关注。

作为第一批电力现货市场试点，山东是为数不多在规则上允许“负电价”出现的省份。在山东电力市场化改革设计者看来，“五一”假期实时市场的“负电价”并未对山东发电主体的实际收益造成明显影响，是电力现货市场“价格探针”作用体现的结果，同时还揭示了山东电力系统出现短期“新能源过剩”的问题，未来如何支撑大规模新能源发展被推至眼前，这也是许多其他省区正在或即将面临的挑战。

国家能源局数据显示，截至2023年4月底，我国风电装机容量3.8亿千瓦，光伏发电装机容量4.4亿千瓦，风电光伏发电总装机容量突破8亿千瓦，占全国发电装机容量的30.9%，其中风电占14.3%，光伏发电占16.6%。2022年1月，国家发展改革委、国家能源局印发《加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，提出到2030年实现“新能源全面参与市场交易”的目标。

良好的光照条件、政府规划、“保量保价”收购政策让山东的光伏投资热情高涨，历经五年多发展，装机容量跃升至全国第一。当补贴退坡、电力市场来临时，为充分激励调节资源，山东在全国首先引入容量补偿机制，保障发电容量成本回收，同时创建基于峰荷责任法的容量补偿机制，引导用户侧削峰填谷，降低系统调节压力。在这期间，电力企业与市场产生了怎样的“互动”？适应新能源大规模发展的“最优解”是什么？

01

“负电价”下的发电侧收益

2023年“五一”假期，山东省内负荷下降，直接导致“负电价”出现。这一现象也非山东独有，每逢公众假期，全社会用电量中第一、第二产业用电量占比较高的地区，往往会经历负荷下降。

公开数据显示，第二产业用电量占山东全社会用电量近八成，居民用电仅占约一成。山东电力交易中心公开披露的数据显示，2023年5月1日实际全网最高用电负荷为6492万千瓦，5月2日实际日调度最高用电负荷为6688万千瓦，整体用电负荷较工作日下降17%—19%。

用电负荷下降的同时，“好天气”促成了“负电价”。

截至2022年，山东全省风电装机容量2302.2万千瓦，占比12.1%；太阳能发电装机容量4269.9万千瓦，占比22.5%。据一家电力交易服务商平台披露，5月前两天，山东新能源平均发电出力分别为1950万千瓦、2030万千瓦，较节前有较大增加，而省外受电规模基本未变。

“负电价”一石激起千层浪。相较于早已出现“负电价”的部分欧美国家电力批发市场，山东成为国内首个采用“负电价”的市场。

据《关于公布山东省电力现货市场结算试运行有关市场参数的通知（试行）》（鲁能监市场规〔2020〕71号），山东现货市场申报价格下限为-80元/兆瓦时，出清价格下限为-100元/兆瓦时。

与欧美国家的典型电力市场类似，批发市场出现的实时负电价并不等于结算负电价，也并非发电方直接付费“请”用户用电。

不过，与欧美大部分市场新能源全电量参与交易的模式不同，山东仅集中式新能源电站部分电量参与现货市场交易，而占全省新能源装机容量一半以上的分布式光伏尚未参加市场化交易。未参与市场化交易的集中式新能源则以394.9元/兆瓦时的价格“保量保价”被电网收购，且部分电量还享有政府度电补贴。

据山东电力交易中心平台披露，5月1日和5月2日自主签订中长期合约、参与现货市场交易的集中式新能源场站有17家。山东电力业内人士告诉记者，5月1日和5月2日全电量参与现货市场的集中式新能源电站装机容量，约占全省集中式新能源电站装机容量的4%。若考虑分布式新能源，比例仅约2%；若加上按实际出力10%现货市场价格结算的新能源电站，大约占总发电装机容量的7%。

根据《山东省电力现货市场交易规则（2022年试行版V1.0）》（以下简称《交易规则》），集中式新能源电站按自愿原则参与中长期交易，参与中长期交易的新能源电站全电量参与现货市场；未参与中长期交易的新能源电站实际出力的10%按照现货市场价格结算。

山东电力交易中心数据显示，在不含容量补偿电价的情况下，5月1日日前市场发电侧算术平均电价为136.92元/兆瓦时，实时市场算术平均电价为-13.02元/兆瓦时；5月2日日前市场发电侧算术平均电价为49.53元/兆瓦时，实时市场算术平均电价为58.95元/兆瓦时。

参与市场的电站综合市场交易电费收入包括中长期合约电费、日前市场偏差电费、实时市场偏差电费等。现货市场之外，中长期市场合同稳定了发电侧的主要收入。

据山东省发改委、省能源局、山东能源监管办发布的《关于做好2023年全省电力中长期和零售合同签订工作的通知》（鲁发改经体〔2020〕958号），山东直接参与电力市场的用户（含售电公司和批发用户），2023年年度及以上中长期合同签约电量应高于前三年用电量平均值的80%；燃煤发电企业2023年年度中长期合同签约电量不低于上一年实际发电量的80%。

中长期全年加权平均价格严格执行《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号），燃煤发电基准价上下浮动范围不超过20%。山东现行基准价为394.9元/兆瓦时，上限为473.9元/兆瓦时，下限为315.9元/兆瓦时，燃煤发电企业2023年年度中长期合同签约电量不低于上一年实际发电量的80%。

5月1日和5月2日中长期交易加权平均价均为347.77元/兆瓦时，中长期合同与日前市场结果做差价结算，无论是火电机组还是新能源机组，不存在出钱请用户用电的情况。

前述电力业内人士说，对火电机组来说，这两日新能源大发，如果无法完成中长期签约量，则需要在现货市场中向新能源电站买电，而此时新能源现货价格为负，火电不会亏钱。

具体到每个新能源电站的收益情况，山东能源业内人士告诉记者，要看这两日中长期合同量的多寡。若中长期量多，则可以提前锁定一部分收益，如果量少，风险相对更高。“收益如何，考验各主体的交易策略和出力预测水平。”

据了解，17家新能源电站在这两天的表现不尽相同。某新能源电站5月2日中长期占比110%（110%为中长期签约比例上限），实时市场出现的负价对其影响不大。另一家新能源电站中长期电量占比为58%，最终电价为0.2元/千瓦时左右，确实被“负电价”拉低了总体收益。

另有新能源企业从业者透露，该企业5月1日全电量参与现货的新能源电站结算价格为0.38元/千瓦时左右，比只有10%部分参与现货市场的电站收益更好。

“这次‘负电价’远没有到影响新能源电站生存的程度。”前述山东能源从业者说。

02

“幕后”的0.0991元

虽然“五一”假期实时市场出现的“负电价”不代表结算电价为负，但作为现货市场释放出来的价格信号，还是暴露出山东电力系统调节资源不足的问题。

9分9厘1，这是记者记者在山东采访时经常听到的一个数字。它指的是山东在容量市场运行前，给参与电力现货市场发电机组的容量补偿费用为0.0991元/千瓦时，这在全国也是首例。

根据山东电力交易中心公布的数据，截至2022年，山东火电装机容量11752.8万千瓦，占比62%，且呈逐年下降趋势，储能装机容量155.0万千瓦，占比0.8%。

随着装机比例提高，新能源大发时，火电出力空间被挤压，虽然握有中长期合同，无须直面“负电价”的冲击，但如果“负电价”频次增加、程度加深，火电的总体收益难免受到影响，而容量补偿机制此时就犹如“定海神针”。

在山东电力交易平台发布的工作日报中，最后注释都有一句话“所有价格数据均不包含我省容量补偿电价99.1元/兆瓦时”。前述电力业内人士指出，山东现货市场设计中允许出现“负电价”，但其出清价格没有叠加容量补偿费用，叠加后的现货价格下限与其他地方类似，只是接近零。

按照《交易规则》，发电企业综合市场交易价格由容量补偿费用、市场形成的电能量价格构成，发电侧按机组有效容量分摊补偿进行月度结算。地方电厂、自备电厂、新能源电站、独立储能电站有差异化容量补偿规则。

具体来说，新能源电站按照月度市场化有效发电容量，即当月该电站的平均市场化发电功率，参与发电容量补偿费用分配；直调公用火电机组综合考虑投产年限等因素，计算其可用容量；地方公用电厂和并网自备电厂将当日负荷高峰时段电厂实际上网功率作为其日可用容量，求取月度算术平均值后作为月度可用容量。

多位山东电力行业从业者介绍，山东火电的年平均利用小时数逐年下降，2022年为4400小时左右，容量补偿费用相当于给了火电企业“一点压箱底的钱”。

山东一位能源从业者说，火电的容量成本补偿与其发电量无关，山东的容量补偿机制是基于发电可用容量的容量成本补偿，容量补偿费用是在用户侧购电费中按照0.0991元/千瓦时预留出来的一部分费用，再根据发电可用容量对所有发电主体分配的容量成本补偿。“容量补偿机制让市场中的容量成本一目了然。”

2022年11月16日，山东电力交易中心发布《关于发布2023年容量补偿分时峰谷系数及执行时段的公告》，探索设置可调节负荷分时零售套餐，基于峰荷责任法确定容量补偿电价，并引入深谷和尖峰系数及执行时段。以99.1元/兆瓦时为基数，在新能源发电高峰期、发电能力充裕的时段，容量补偿电价为基数乘10%—30%的系数，在发电能力紧张的时候，容量补偿电价为基数乘170%—200%的系数，以此削峰填谷，引导电力用户错峰用电，改善电网供需情况。

据了解，后续分时峰谷价格系数还将根据山东的现货价格信号以年为单位进行调整。

前述电力业内人士解释，尽管增加了系数，但从用户侧收取的容量补偿总费用不变。用户侧并没有因此涨价，只是相当于原本的电费“蛋糕”进行了“二次分配”。“假设用户侧购电费用原本是度电0.4元，现在把容量补偿费用先放在一边，谁发一度电就先支付给他0.3元，到月底的时候再把容量补偿费用分摊掉。”

调节负荷的还有针对电网代购电用户的分时电价，以及针对零售市场交易用户的零售套餐分时价格约束机制。

山东最新的工商业分时电价政策引入尖峰和深谷，时段与容量补偿机制基本对应。而电力市场零售套餐分为分时价格类、市场费率类、混合类，售电公司约定用电曲线及相应偏差处理机制，引导用户削峰填谷。零售套餐分时价格约束机制参考了现货电能量市场的分时电价信号，并结合容量补偿电价执行季节划分标准设置了不同时段和价格。

前述能源从业者指出，现货市场启动后，为推动用户侧的分时电价与现货市场发现的价格信号衔接，山东试行零售套餐分时价格机制加上容量补偿机制，共同实现了引导用户削峰填谷的目的。“山东分时信号明显，不少粉末厂、铸造厂已逐步把生产时段改到中午，成为低谷电用户。”

截至目前，山东中午谷段统调平均负荷约增加了350万千瓦，原来的晚高峰时段则下降了约200万千瓦，其余下降部分被各时段分摊。

业内普遍认为，实时“负电价”还会进一步向下游传导，一方面促使批发侧用户移峰填谷，另一方面通过售电公司引导零售用户调整用电习惯。据记者了解，有当地售电公司在“五一”“负电价”期间与用户签订场外补充合同，引导用户错峰用电，实现售电公司和零售用户的双赢。

03

光伏大省是怎样炼成的

相比西北地区，山东的光伏和风电在2016年前尚未吸引众多目光，也并非电力市场中的“主力”。而根据国家能源局官网的数据，到2022年山东光伏发电装机容量已经连续5年居全国第一。

截至2023年4月底，山东光伏累计装机量达4663万千瓦，分布式光伏累计装机量达到3387万千瓦。“全国五分之一的分布式光伏都在山东。”山东电力人士对记者说。

山东太阳能资源丰富，光照时间充足，据《大众日报》报道，山东年均光照时数高达2099—2813小时，可开发利用总量折合标准煤达1000万吨以上。同时山东也是电力消费大省，据国家电网公司披露的数据，2022年山东省全社会用电量达7559.19亿千瓦时。

优良的光照条件和负荷资源催生了山东的光伏投资热，尤其是可以就地消纳的分布式光伏。

多位山东能源从业者告诉记者，山东光伏、风电没有保障利用小时数，在集中式新能源电站至少要拿实际出力10%按照现货市场价格结算之前，是“保量保价”全额收购，收购价是原脱硫煤电价0.3949元/千瓦时。“这个价格比许多省区要高，还不算补贴。”

据了解，山东光伏合理利用小时数为光伏三类资源区的年均1250小时以上，且据不完全统计，2013—2020年，光伏国家补贴下调6次，2021年开始实现“平价上网”。山东省级补贴于2022年退出，不再对新并网项目发放补贴。不过，多名山东光伏从业者透露，已有项目补贴发放一向及时。

补贴退坡并没有影响市场主体投资分布式光伏的热情。记者记者在山东省太阳能行业协会采访时，到访协会的各类太阳能从业者、光伏产业上下游从业人员络绎不绝。业内人士透露，2023年山东分布式光伏装机仍在以月均100万千瓦的速度增加。

2022年3月，山东省人民政府制订了“十四五”可再生能源倍增行动计划。力争到2025年，全省可再生能源消费总量、装机容量、电量均较2020年基本翻一番。可再生能源发电装机容量达到9000万千瓦以上，其中，风电2500万千瓦，光伏发电5700万千瓦以上。到2025年，山东省内可再生能源年发电量1200亿千瓦时左右，省外来电中可再生能源电量达到450亿千瓦时以上。

如今，山东光伏累计装机量已达4550.9万千瓦，正在迅速接近5700万千瓦的目标。

围绕行动计划，山东省重点布局了四大清洁能源基地，分别是山东半岛千万千瓦级海上风电基地、鲁北盐碱滩涂地千万千瓦级风光储输一体化基地、鲁西南采煤沉陷区光伏基地和外电入鲁通道可再生能源基地。

山东省太阳能行业协会常务副会长张晓斌告诉记者，山东的可再生能源规划主要针对集中式光伏和风电，电网网架结构方面对新能源发展几乎没有制约。作为主要投资主体的中央企业和地方国企落实规划的执行力也很强。“目前山东发展集中式新能源的主要问题是用地。虽然规划强调集中式电站投资，但每年大家对分布式光伏的热情更高。”

04

集中式电站“试水”电力市场

虽然投资热情高涨，但电力市场就像悬在山东新能源企业头上的一把达摩克利斯之剑。

张晓斌分析，对于山东集中式光伏和风电来说，收入模式主要分为三个阶段。第一阶段是2021年以前，电站收入是原脱硫煤上网电价加上国家及地方补贴，第二阶段是无补贴阶段，为按0.3949元/千瓦时价格“保量保价”收购，第三阶段则是2022年1月《交易规则》发布之后，大部分集中式新能源电站拿出10%的电量按照现货规则结算，剩下90%电量需承担偏差考核费用、辅助服务费用等，即便不是全电量进入市场，总体收入相较第二阶段的模式稍低。

根据《交易规则》，目前参与市场的山东集中式新能源电站总电费收入由优先发电电费收入与综合市场交易电费收入构成，综合市场交易电费收入包括中长期合约电费、日前市场偏差电费、实时市场偏差电费、中长期合约交易环节结算盈亏、补偿费用、考核费用、分摊费用、返还费用。

不过，目前山东存量带补贴新能源进入电力市场并不影响原有的补贴收益。

有集中式新能源从业人员说，目前如果新能源选择参与中长期交易，全电量参与现货市场，会享受优先消纳，反而可以先拿到补贴，因此在做交易策略时不必考虑补贴问题，只需集中精力研究如何让新能源在现货市场中获得更好的收益。“只要能预期电价情况，就可以做出相应的策略调整。”

除了需要直面“负电价刺激”外，集中式新能源还要分摊辅助服务费用，同时，机组并网必须配置装机容量一定比例的储能，外加调峰时的弃电成本。上述企业透露，整套机制下来，集中式新能源电站2023年第一季度收入平均减少了0.05元/千瓦时左右。

上述从业者提出，集中式风电和光伏“入市”要分别分析。其所在的企业做过测算，若风电全电量入现货，在有经验的交易员的操盘下，收益所受影响较小，因为山东的风电发电曲线和用电负荷曲线相较光伏来说匹配度更高。

据其透露，光伏发电曲线在现货市场中的“价值”远不及风电，中长期交易也难以签下“较好”的价格来保障收益。

一位大型发电央企新能源从业者说，其所在的集团在一两年前曾规定，在现货试点省份测算投资回报率时，风电按照低于燃煤基准价0.02元/千瓦时标准测算，光伏则按照低于燃煤基准价0.03元/千瓦时标准测算，需为新能源进入现货留有裕度。但具体到每个省，情况又有不同，就山东而言，集中式光伏电价低于0.35元/千瓦时就很难实现盈利。

而海上光伏、盐碱滩涂地光伏等还面临实际成本比设计测算时高等问题，以海上光伏为例，其极限收益率仅有3%—4%。

05

分布式光伏将结束“野蛮生长”？

相比集中式新能源，许多分布式光伏企业认为“负电价”对其影响更大。多位业内人士解释，这是源于分布式光伏投资者对市场的恐慌。不过，随着分布式光伏规模增加，其与电力系统的“经济互动”也更加深入。

“五一”假期出现“负电价”时，由于一部分包括分布式光伏在内的发电方按照0.3949元/千瓦时的价格优先卖电，该部分为“保量保价”收购的“计划”电，而此时恰好“大发”，在省外来电不变的情况下，与平日相比更加挤占了“市场”电的发电空间，用户侧则用-0.08元/千瓦时加上输配电价等费用后约0.2元/千瓦时买入，在农业和居民用电电价不变的情况下，增加了系统的不平衡资金。

据山东电力从业者解释，目前由于有新能源消纳责任权重考核，即使是平日，山东居民和农业用电也已消纳不了这么多分布式新能源，需要通过政府授权合约将部分新能源卖给市场化用户。“负电价”加重了“计划”与“市场”的不平衡程度。

山东分布式光伏累计装机容量是山东集中式光伏容量的三倍左右。多位市场内部人士告诉记者，部分单个分布式光伏电站装机容量比集中式光伏装机容量还大。

山东分布式光伏分为工商业和户用两类，工商业“自发自用，余量上网”，户用大多全额上网，工商业余量上网和户用上网的电价均为燃煤基准价，即0.3949元/千瓦时，且不承担偏差考核、辅助服务和不平衡资金等费用。

有分布式光伏企业认为，山东的分时容量补偿机制和分时电价零售套餐动了他们的“蛋糕”，因为在某些季节形成白天谷价、中午深谷的电价曲线，这让分布式光伏“很难生存”。

在前述机制形成的深谷价格之前，工商业分布式光伏“自发自用”的价格与工商业用户电价存在一定价差空间。在执行前述规定后，工商业用户对分布式光伏“自发自用”电量价格预期有所下降，对分布式光伏预期收益率造成了一定影响。

此外，2023年春节期间，山东已按照先工商业后户用的顺序，要求分布式光伏参与远程调峰，也使其损失了部分收益。

但上述人士介绍，虽然现在分布式光伏的单瓦利润确实降低了，但仍然盈利。“原来完全‘自发自用’的工商业分布式光伏投资回报周期通常是三年半，现在投资回报周期会适当拉长。”

张晓斌介绍，现在很多山东分布式光伏投资者的心态是薄利多销，用利润换空间，在电费收入降低的背景下，2023年一季度分布式光伏的装机量比2022年一季度还要多。

有主要投资运营集中式光伏电站的从业者对记者说，目前山东分布式光伏不用承担进入市场的风险，可以全部消纳，不用承担市场费用分摊，不用强制配储能，不到迫不得已也不用参加调峰。“同样都是光伏，为什么分布式比集中式更高贵呢？”

另有知情人士透露，虽然山东的电网结构坚强，但是配电变压器晴天反送电网已接近配网可承受的极限。他认为，所有并网电源都应该承担系统平衡责任，包括系统调节成本、辅助服务费用和市场偏差费用等。

2022年6月，山东能源监管办、省发展改革委、省能源局组织起草《关于2022年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的补充通知（征求意见稿）》，明确提出秉持“谁受益、谁承担”原则，分布式光伏将逐步纳入市场偏差费用分摊范围，并逐步将分布式新能源纳入市场主体范围。但该征求意见稿尚未正式发布。

张晓斌指出，2023年国家层面可能出台新的分布式电站管理办法，分布式光伏企业应该意识到2023年面临一次利润再分配。山东分布式光伏增长规模连续三年远超集中式，“现在已经成为新能源主力，就要去承担相关责任”。

目前，山东新能源市场上有一些关于分布式光伏特别是工商业分布式光伏下一步是否入市的讨论。

中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎认为，投资分布式光伏的业主大部分体量较小，“入市”直接参与批发市场的交易成本很高。而且分布式光伏不进入批发市场在国际上也是通用做法，部分分布式光伏“自发自用”电量电价已算是进入市场了。

有山东电力市场人士指出，由于分布式光伏的巨大体量，无论分布式光伏是否“入市”，不平衡资金都应按照“谁受益、谁承担”的原则，分清楚类别和来源，公平公正分配，才能实现能源健康发展。

06

新能源“入市”下一步

补贴退坡、规模化发展后，新能源踏入市场的脚步将越来越快。

据记者了解，除山东外，我国第一批电力现货市场建设试点甘肃、蒙西、山西、广东等省区已在适应新能源的市场建设方面做出不少探索，还有越来越多的省区允许新能源以各种形式参与电力市场，交易规则“边运行、边完善”。

中国电力企业联合会规划发展部副主任韩放在2023年2月的电力市场春季论坛上透露，当前全国新能源电量平均市场化率约为30%。

韩放指出，新能源参与现货市场后，市场价格普遍较低，此外还需承担辅助服务费用、负荷预测偏差等考核费用，进一步拉低了市场化收益，影响了新能源企业参与市场的积极性。另外，新能源发电的波动性正在对现货出清价格产生越来越大的影响，“地板价”“天花板价”出现比例变高。

华北电力大学国家能源发展战略研究执行院长王鹏在南方区域电力市场建设圆桌论坛上指出，可再生能源全额保障性收购，本质上是一种产业政策，而将可再生能源引入电力现货市场，本质上是一种竞争策略。“可以考虑适合中国国情，对外部发展复杂变数保持一定弹性的‘以收定支+照付不议’的政府授权差价合约。”

清华大学电机系教授夏清在电力市场春季论坛上建议，将新能源与灵活性资源的市场解耦，通过用户的选择实现不同市场之间的平衡。用新能源分时容量电价机制度量各种灵活性资源的价值，按激励相容的思路实现“谁创造的价值谁分享，谁造成的成本谁分摊”。

中国人民大学应用经济学院能源经济系主任宋枫在上述圆桌论坛中指出，随着可变可再生能源渗透率的提升，原有的市场设计无法应对新的挑战，首先要建立价格信号引导资源配置的信心，相信价格波动是资源稀缺性的反映，在发电和售电环节健全市场体系与市场化价格形成机制。其次要认识到，电力是一个复杂的系统产品，电力市场是一个体系，包括电能量市场、辅助服务市场、容量补偿机制、输配电容量分配机制等，各个市场相互影响，需要协同发展。

一位能源从业者认为，现货市场是讲效率、讲收益的地方，新能源在电力市场上无法获得环境属性的效益，需要在绿电、绿证市场上得到弥补。

然而，现阶段绿电、绿证市场尚不完善。绿电市场作为中长期市场里的专场交易，和现货市场如何衔接依然存在规则空白；在可再生能源消纳责任权重没有落实到企业，电—碳市场交易没有有效衔接的情况下，绿证购买动力有限。

韩放认为，需加强我国绿色电力消费与认证体系顶层设计，进一步统筹衔接绿电绿证与碳市场等政策机制，激励和培育用户侧绿色消费意识。

此外，有多位电力行业研究者建议，包括PPA（发电侧和用户侧长期购电协议）在内的长周期电力合约也是新能源企业获得稳定收益的一剂解药，可以降低短期市场影响，增强收益稳定性。

有山东发电企业相关负责人认为，新能源企业不应把眼光局限在电力市场，要看到锂电池价格已进入下降通道，储能成本降低，是研究如何降低氢、氨、醇等延伸产品成本，打造源网荷储一体化微电网等新型商业模式的好时机。

具体到山东，上述负责人认为，由于与整体负荷曲线的匹配度不高，加上未来预期可能要分担不断增加的电力系统成本，光伏进入市场的总体经济性会继续下降。光伏企业可考虑减少电站与大电网的电能量交互，形成包括新能源在内的源网荷储半离网状态，将大电网作为备用支撑。

不过，他也提到，核心问题是电力系统为其提供的服务费用如何计算，“应设计出合理的机制，让新能源应该买单、愿意买单”。