我国电力现货市场的提出由来已久，经历了数年的投石问路，目前我国电力现货市场即将从试点走向全面铺开。业内分析人士认为，这将使电力行业的建设成本、燃料成本和调节成本向下游传导的机制逐渐顺畅。然而，与这种乐观情绪相对的是，许多新能源企业和投资者尚未做好准备。

　　新能源入市前，在全额保障性收购制度下可以享受“保量保价”政策，即新能源电量优先消纳，电价方面享受政府定价，大部分存量项目还享受度电补贴，收益基本上由实际上网电量决定，具有相对稳定的收益预期。

　　然而，新能源入市之后，尽管电量方面相对来说仍然可以优先消纳，电价与收益却面临较大风险。对于已经走进电力现货市场的企业而言，这种困顿尤为明显。

　　目前，许多地区普遍存在新能源发电现货结算度电均价低于燃煤电价的现象，以至于大部分风场都难以达到过去标杆价格结算收益。

　　长期来看，新能源电站的交易风险主要来源于三方面。一是电力交易价格随行就市。现货市场中，市场分时价格波动则更大，风险加剧。二是新能源出力的波动性、间歇性，导致其发电出力曲线难以与用电曲线相匹配。负荷高峰卖高价的电量相对较少，负荷低谷卖低电价的电量却相对较多。三是新能源出力预测偏差较大。在现货市场中需要为预测偏差引发的平衡成本付费，即出力超出部分往往低价卖出，出力不足的部分往往需要高价被替发。这就导致许多企业在新能源入市后收益均有不同程度的降低，尤其是运行现货市场的地区。

　　作为国家发展重点的新能源产业，现有的电力市场交易机制能顺利解决其消纳问题、合理体现绿色溢价吗?

　　有专家表示，电力现货市场并不能完全解决可再生能源消纳问题，现货市场本质是发现合理价格，充分反映市场供需关系，现货市场的合理设计机制可以引导和促进风电消纳。在我国，这些问题并非单一现货市场可以完全解决，需要多层级市场协调配合，如辅助服务市场、容量市场、金融衍生品市场等。

　　目前各地区的电力现货市场试点仍处在探索阶段，现行的机制也不代表未来必然的发展方向。此外，有关新能源是否有容量补偿，各地政策也不尽相同。