新能源出力具有间歇性、波动性，表现为不易调节、难于预测。带着这些特点的新能源，如果使其参与电力市场，与现有市场机制一定存在着不适应性。审慎地评估这些不适应性，尤其甄别清楚是不是“强扭的瓜”，有很强的现实意义。
（本文来源：微信公众号“中国电力”ID:ELECTRIC-POWER 作者：丁泽宇单位：国网能源院）
一是新能源出力不确定与市场需要确定交易曲线之间的不适应。新能源参与中长期市场时，其发电曲线管理能力较差，当实际发电曲线与中长期合约曲线不一致时，新能源企业必须在现货市场中以现货价格购买或者出售电量，而现货价格高低通常与新能源出力大小相反（价高时买价低时卖），从而影响新能源企业效益。
二是新能源固定成本高、变动成本低与现货市场以边际成本定价之间的不适应。新能源发电固定成本高，但建成发电后其变动成本很低。在现货市场中，新能源为了保证电量中标，报价较低。此时，新能源大发会整体拉低现货交易价格水平，可能出现新能源发电成本难回收的问题。
三是新能源反调峰特性与市场对灵活性电源激励不足之间的不适应。新能源出力间歇性、波动性对电力系统的灵活性提出了更高的要求。新能源虽实现平价上网，但并不等于平价消纳，电力系统为平衡新能源出力波动和电量消纳，灵活性资源投资和调节运行成本远高于常规电源，当前的市场机制主要考虑电量竞争，未统筹考虑新能源发电成本与系统消纳成本，没有充分体现市场主体价值。
当然，存在不适应并非全盘否定，而是要从矛盾出发，看一看有没有矛盾的对立统一和相互转化。有以下3点具体策略：
一是提高新能源预测精度，合理调整中长期合约曲线。新能源企业通过与用户签订长期购电的金融协议来锁定部分收入，规避新能源波动性带来的负面影响。缩短中长期市场交易周期，方便新能源通过转让、置换、回购等方式在现货市场开市前对合同电量、曲线进行调整。
二是增加新能源企业绿色附加收益，合理补贴新能源企业容量投资成本。对于新建平价及无补贴项目，开展绿电交易、绿证交易，结合碳市场等保证新能源厂商在绿色属性方面的合理收益。对于存量带补贴项目，采用“市场电价+溢价补贴”模式参与电力市场，根据定期平均市场价格确定溢价补贴。
三是设置市场激励机制引导灵活性资源投资建设，扩大新能源资源配置范围。推动新能源与常规火电、储能等灵活性电源联营，降低系统平衡成本。建立容量市场机制，完善辅助服务市场机制，保障灵活性资源的合理收益。强化可再生能源消纳责任权重对新能源省间交易的引导机制。加快构建全国统一电力市场，促进新能源在更大范围内灵活消纳。
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