此前，国家发改委、能源局发布加快建设全国统一电力市场体系的指导意见，意见指出：到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，适应新型电力系统要求，国家市场与省(区、市)/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。
当前，在部分时段、部分地区，发生自行降低新能源保障利用小时数的现象，迫使新能源企业只得以较低电价在电力市场中竞得发电权，损害了新能源投资开发企业合法权益。
从政策制定方面，国家如何保障新能源项目在未来的市场化交易中，获得稳定、预期的收益？在《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》中，给出了以下三个保障措施：
1、对于存量项目，电网严格保障性收购
对国家已明确价格政策的新能源项目，电网企业应按照有关法规严格落实全额保障性收购政策，全生命周期合理小时数外电量可以参与电力市场交易。
通过“计划为主、市场为辅”的方式保障存量有价格政策项目投资收益，确保新能源由计划向市场平稳过渡。
存量可再生能源项目年发电量分为保障性收购电量和市场交易电量两部分。
保障性收购电量部分：通过优先安排年度发电计划、与电网公司签订优先发电合同保障全额按标杆上网电价收购；
市场化交易电量部分：由可再生能源发电企业通过参与市场竞争方式获得发电合同，电网企业按照优先调度原则执行发电合同。
2、签订长期购售电协议，开展分布式隔墙售电
3、以差价合约形式参与电力市场交易
以下内容节选自《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》案例解读
主要政策点1：支持新能源项目与用户开展直接交易，鼓励签订长期购售电协议，电网企业应采取有效措施确保协议执行。
新能源参与电力市场交易是促进新能源消纳的重要途径。为支持和规范各地开展电力交易，2016和2020年，国家发展改革委、国家能源局分别印发《电力中长期交易基本规则（暂行）》（发改能源〔2016〕2784号）、《电力中长期交易基本规则》（发改能源〔2020〕889号），明确提出由各电力交易机构负责组织开展可再生能源电力相关交易。
1、优先发电、保障性收购
由于历史沿革和电力系统运行特点，当前阶段我国电力工业正处于计划与市场双轨运行阶段。为保障我国新能源产业健康平稳发展，国家发展改革委、国家能源局于2019年发布《关于规范优先发电优先购电计划管理的通知》，将新能源列为优先发电的支持范围。根据文件精神，风电、光伏发电在消纳不受限地区全额电量列入发电计划，在消纳受限地区要采取合理有效措施，确保全额保障性收购政策有效执行。同时，为适应电力体制市场化改革要求，文件鼓励新能源通过市场化方式落实可再生能源优先发电政策。
2、签订中长期合同、开展分布式隔墙售电
2022年，国家发展改革委、国家能源局印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号），对新能源参与市场、开展直接交易进行了更为明确的规定，提出有序推动新能源参与电力市场交易，引导新能源签订较长期限的中长期合同，鼓励分布式光伏、分散式风电等主体与周边用户直接交易。到2030年，实现新能源全面参与市场交易。
目前，全国绝大部分省区均已建成中长期电力市场，为新能源参与中长期电力交易创造了有利条件。初步统计，已有二十多个省（自治区、直辖市）的新能源项目不同程度参与到电力市场化交易中。电力现货市场交易机制可以在更大程度发挥市场作用，调动系统资源实现新能源消纳，但现货市场价格的波动性较大，直接参与现货市场交易会对新能源项目主体收益造成影响。为进一步发挥市场机制对新能源消纳的促进作用，同时保障新能源项目开发主体的合理收益，《实施方案》提出“支持新能源项目与用户开展直接交易，鼓励签订长期购售电协议，电网企业应采取有效措施确保协议执行”，旨在鼓励新能源企业在中长期市场发挥新能源成本优势和绿色属性优势，通过签订中长期购售电协议方式与电力用户直接交易，以规避市场波动风险，锁定预期收益。同时强调电网公司要确保协议执行，真正落实可再生能源优先发电政策。
主要政策点2：对国家已明确价格政策的新能源项目，电网企业应按照有关法规严格落实全额保障性收购政策，全生命周期合理小时数外电量可以参与电力市场交易。
为保障新能源产业健康稳定发展，我国颁布的《可再生能源法》明确规定电网企业全额收购可再生能源并网发电项目的上网电量。2016年3月，国家发展改革委发布《关于印发的通知》（发改能源〔2016〕625号），明确将可再生能源并网发电项目年发电量分为保障性收购电量和市场交易电量两部分。其中，
保障性收购电量部分通过优先安排年度发电计划、与电网公司签订优先发电合同保障全额按标杆上网电价收购；
市场化交易电量部分由可再生能源发电企业通过参与市场竞争方式获得发电合同，电网企业按照优先调度原则执行发电合同。
该政策的出台，达到了完成新能源全额保障性收购，以及通过市场化方式促进新能源消纳的双重效果。
近年来，随着新能源大规模发展，新能源装机比例越来越高，部分地区超过了50%，在部分时段部分地区出现了消纳困难的情况，也发生了部分地区自行降低新能源保障利用小时数的现象，迫使新能源企业只得以较低电价在电力市场中竞得发电权，损害了新能源投资开发企业合法权益。鉴于此，《实施方案》明确要求严格落实全额保障性收购政策，在全生命周期合理小时数内电量严格落实收购政策，切实保障新能源企业合法权益。与此同时，《实施方案》再次强调支持新能源企业在全生命周期合理小时数以外电量参与市场竞争，通过“计划为主、市场为辅”的方式保障存量有价格政策项目投资收益，确保新能源由计划向市场平稳过渡。
主要政策点3：在电力现货市场试点地区，鼓励新能源项目以差价合约形式参与电力市场交易。
电力现货市场具有发现电力实时价格、准确反映电能供需关系的重要作用。2017年，国家发展改革委、国家能源局印发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》（发改办能源〔2017〕1453号），将广东、蒙西、浙江等8个地区作为第一批电力现货市场试点。2021年印发《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》（发改办体改〔2021〕339号），选择辽宁省、上海市、江苏省、安徽省、河南省、湖北省作为第二批现货试点，提出“稳妥有序推动新能源参与电力市场”。2022年2月，《国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2022〕129号）发布，提出第一批试点地区原则上2022年开展现货市场长周期连续试运行，第二批试点地区原则上在2022年6月底前启动现货市场试运行。同时提出，推动新能源自愿参与电力交易，充分体现新能源的环境价值和系统消纳成本，建立与新能源特性相适应的交易机制，满足新能源对合同电量、曲线的灵活调节需求，在保障新能源合理收益的前提下，鼓励新能源以差价合约形式参与现货市场。
新能源企业参与现货市场交易以中长期交易合约为基础。中长期市场目前主要存在两种合约形式，即物理合约和差价合约。
物理合约要求新能源企业严格按照合同约定曲线安排电力生产，考虑到新能源出力的间歇性和波动性，新能源企业以物理合约为基础参与现货市场具有实际困难。
而差价合约属于金融合约，不要求新能源企业严格执行约定曲线，而在电费结算时根据现货市场电价与合约价的差值予以调整。因此，差价合约是对冲新能源出力不可控性所带来的市场风险的有效手段，也是新能源企业参与现货市场交易的有利选择。
有鉴于此，《实施方案》提出，在电力现货市场试点地区，鼓励新能源项目以差价合约形式参与电力市场交易，从而实现既通过现货市场机制促进新能源消纳，又在一定程度上保证新能源投资开发企业的合理收益。
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