三是新能源补贴政策面临较大变化，新能源参与市场交易意愿可能下降，加大新能源消纳压力。2019年5月，财政部《关于下达可再生能源电价附加补助资金预算(中央企业)的通知》(财建〔2019〕276号)对可再生能源补贴标准进行了明确，未来参与市场化交易的新能源电量将可能不再享受国家财政补贴，进而导致新能源企业市场化交易意愿下降。市场化交易已经成为促进新能源消纳的重要方式之一，若新能源市场化交易电量大幅减少，将加剧部分地区新能源消纳压力，降低新能源利用率。

四是随着电力市场改革的推进，市场主体的不断增加，大规模新能源接纳对我国电力监管的要求也不断增加。目前我国对自备电厂、增量配电、大用户等市场主体接纳新能源责任和义务的监管不足。风电、太阳能发电等波动性新能源发电未来将从替代能源转变成为电力供应主体，需要承担更多提供系统辅助服务、保障系统安全稳定运行的责任，目前对新能源企业的监管考核需要进一步完善。

五是新能源参与市场的配套机制不健全，火电企业合理成本没有有效回收机制。新能源快速发展客观上挤压了火电的生存空间。2015～2018年，全国新能源装机年增长率分别为42.4%、29.4%、30.8%和22.6%，发电量年增长率分别为22.8%、36.6%、37.4%和28.7%，远高于同期火电装机增速(4.4%)和全社会用电量增速(5.2%)。为保障新能源消纳，煤电机组压降出力，并发挥调峰作用，某些区域煤电机组已经由基荷电源变为支撑新能源运行的调峰电源。未来即使新能源参与现货市场，也难以保障火电企业收益。

三、相关建议

为确保我国新能源健康、平稳、可持续发展，关键是要建立促进消纳的长效机制，充分调动各方资源力量，形成协同、联动、有序的发展格局。

一是以“十四五”规划为契机，推动国家做好新能源相关的各级、各类规划衔接，保障新能源有序发展。推动国家规划与地方规划、新能源规划与电网规划、常规电源规划、灵活性调节电源规划等的衔接，保证有序发展。

二是适时启动可再生能源法的修编完善。推动国家完善全额保障性收购制度，尤其是做好与电力市场建设、可再生能源电力消纳保障制度等衔接，服务新能源高质量发展;推动国家根据各地经济技术条件，分地区出台合理的新能源利用率目标，实现全社会综合效益最优。

三是完善市场机制，促进形成新能源消纳的长效机制。对于新能源渗透率高的甘肃、山西，火电企业难以获得足够的市场化电量，建议甘肃、山西等现货试点地区尽快建立容量市场或固定成本回收机制，从源头上解决现货交易中新能源和火电之间的矛盾。

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