電力市場化改革是我國電力體制改革的重要方向。國外電力市場建設已經走過了 30 多年的歷程，很多國家已經建立了競爭性的電力市場。隨著世界范圍內新能源的大規模快速發展，近年來國外電力市場在促進新能源發展和協調相關方訴求方面也進行了很多探索。總結國外新能源參與電力市場的經驗與教訓，對我國電力體制改革形勢下進行頂層設計，更加充分地考慮含大規模波動性電源的電力系統的運行特點和要求，更好地解決棄風棄光等當前中國新能源消納突出問題具有重要意義。
一、德國
在德國，新能源參與電力交易，主要有兩種模式：
一是采用基于固定上網電價，由電網運營商購統銷。在可再生能源發展初期，由于可再生能源成本高，直接參與電力市場沒有價格競爭優勢。為了促進可再生能源的發展，德國在 2000 年頒布了第一步《可再生能源法》。在 EEG2000 中，確定了以固定上網電價，收購可再生能源發電量的模式。這種模式下，政府依據可再生能源發電成本，確定其確定可再生能源發電商的固定上網電價。可再生能源商無需直接參與市場交易，而是由電網運營商以固定電價統購統銷，以極低的價格納入現貨市場的日前交易之中，由于現貨市場的日前交易為邊際機組定價模式，保證了新能源的售出和優先消納。
二是在溢價補貼下參與電力市場競價交易，收益由現貨市場價格和市場溢價補貼決定。隨著可再生能源成本不斷下降，可再生能源已經具有足夠競爭力，可以參與電力市場交易。為了推動可再生能源的直接市場化，在 EEG2012 中，引入了市場溢價機制，可再生能源可以選擇固定上網電價機制，也可以選擇溢價機制。對于選擇市場溢價機制的可再生能源發電商，通過直接參與日前或日內現貨市場交易出售電力。在結算上，除了售電所獲得的市場價格之外，還能獲得一定程度的溢價補貼。
為有效促進可再生能源參與電力市場，德國對電力市場機制進行了改進。例如，為了滿足新能源接入后所市場對超短期交易需求，2011年，德國引入一種新的日內交易產品，即 15 分鐘日內產品交易。它采用連續競價交易的模式，保證了有意愿的交易雙方能第一時間達成交易。15 分鐘產品交易，有別于此前的所存在的小時級日內產品交易模式，其時限更短且交易更為靈活，有利于新能源發電參與電力市場的日內交易。
從圖 2-1 與圖 2-2 可以看出，德國日內 15 分鐘產品交易最為活躍的時間，正是光伏發電發電量最大的時間，例如圖 3-14 中八月份正是德國日照最為強烈的月份。日內15分鐘產品，很好的適應了德國新能源發展所帶來的，對交易時限和交易靈活度的新要求，提高了德國電力市場對新能源發電的消納能力。
二、美國
在美國，可再生能源參與電力市場，主要有以下三種模式：
模式一：通過簽訂購電協議，向公用事業電力公司售電
受益于可再生能源配額制(Renewable Portfolio Standard，RPS)政策，可再生能源發電商可通過簽訂長期購電協議(Power Purchase Agreement, PPA)，將可再生能源電力和證書，捆綁出售給公用事業電力公司。在電力批發市場中，由電力公司競價出售可再生能源發電。事實上，除可再生能源電力和證書之外，購電協議還可以約定，將可再生能源可提供的輔助服務等其他可調度的產品出售給電力公司，由電力公司對這些產品在電力市場中競價出售。
在該模式下，購電協議中往往會約定棄風、棄光補償機制，有助于調動電力公司在批發市場出售可再生能源的積極性。考慮到棄風、棄光無法完全避免，購電協議中通常協定，允許一定限額的棄風棄光。在限額內，電力公司不對可再生能源發電商進行補償。超過規定限額時，由電力公司根據原本應發而未發的可再生能源電量，向可再生能源發電商支付補償。為減少補償支付，電力公司有積極性售出盡量多的可再生能源發電，因此其市場報價一般會低于購電協議價格，更接近短期邊際成本。在這種情況下，可再生能源往往可獲得某種意義上的優先調度權，收益穩定性得到進一步保障。
此外，購電協議中可設定分時電價，從而引導可再生能源依照價格信號安排發電。例如，在不同季節、工作日和周末分別設定電力負荷高峰和低谷時段，并通過協定適當的峰谷電價，激勵可再生能源采取一定的功率調節措施，滿足系統實時運行需求。該模式在一定程度上保障了市場運營效率。
該模式多存在于加州等 ISO 運營的電力批發市場。在該模式下，可再生能源的收益主要來源包括生產稅抵減(PTC)、投資稅體抵減(ITC)等政策補貼以及購電協議收益。
模式二：基于套期保值及可再生能源證書，直接參與電力批發市場
可再生能源直接參與電力市場，并通過購買電力或天然氣套期保值，以規避價格風險，提高收益穩定性。可再生能源直接參與電力批發市場競價的模式，通過日前和實時市場信號，可有效引導可再生能源適當控制發電功率，從而實現系統優化運行。為規避現貨市場的價格風險，可再生能源發電商可以購買套期保值，在賣出電力的同時，在期貨市場上買進相同數量的期貨合約。如此一來，當價格變動在現貨市場造成虧損時，可由期貨合約交易上的盈利得到彌補甚至抵消。電力或天然氣套期保值執行期限一般為十年左右，不涉及現貨交割，而是獨立進行。通過出售可再生能源證書，可再生能源發電商可進一步增加收益。
該模式下，符合條件的可再生能源證書，可基于實際發電情況在證書市場單獨出售，有時也會將已經規劃好的證書通過遠期合約提前出售，以降低證書價格風險。同時，對于符合條件的可再生能源發電商，可根據實際發電量享受風能生產稅抵減。
該模式多存在于德克薩斯州、紐約州以及 PJM 等電力批發市場。在該模式下，可再生能源的收益來源主要包括生產稅抵減(PTC)、投資稅抵減(ITC)等政策補貼、可再生能源電力收益和證書收益。
模式三：基于差價合約或綜合/虛擬購電協議，直接參與電力批發市場
可再生能源發電商直接參與電力市場，并通過簽訂中期或長期差價合約或綜合/虛擬購電協議，降低因價格波動帶來的收入風險。在差價合約(Contracts-for-Difference, CFD)下，發電商像往常一樣通過電力市場出售電力產出，然后獲得電力售價與執行價(strike price)之間的差別支付(difference payment)。當電力市場價格高于執行價時，發電商需要返還電力售價與執行價之間的差別，從而避免對發電商的過度支付，降低可再生能源發電商的收益風險。對于不允許使用購電協議或者購電協議無法滿足激增的可再生能源項目需求的地區，綜合/虛擬購電協議(Virtual PPA,VPPA)應運而生，成為新的融資產品。電力用戶與可再生能源發電商簽署虛擬購電協議，約定可再生能源電力的固定價格。當發電企業按照實際市場電價賣給售電商時，用電企業將向電力生產商支付實際市場電價與約定的固定電價之間的差價。對不同的電力用戶來說，通過虛擬購電協議實現可以實現兩個功能。有些用戶目的是實現可再生能源電力的“虛擬”獲取和對可再生能源發電企業的定向支持。此外，當市場交易價格超過約定價格，用戶將從虛擬的電力購買協議獲利。
與電力天然氣套期保值類似，差價合約以及虛擬購電協議并不涉及電力電量的實體銷售。區別是前述的套期保值一般是購買電力或天
然氣期貨進行直接或間接套期保值，對簽訂合約的對象沒有限制;差價合約或綜合/虛擬購電協議的套期保值商品是捆綁的電力和可再生能源證書，且一般是與公用事業電力公司或者企業性質的購電商簽訂合約。
該模式主要存在于新英格蘭地區以及其他一些 ISO 運行的電力批發市場。
三、英國
1、可再生能源義務指令
2014 年以前，可再生能源義務3是英國政府支持集中式可再生能源項目的主要政策。可再生能源義務于 2002 年制定，其內容與美國的可再生能源配額制相似，本質是提高供電商對可再生能源的購電量。同樣，與可再生能源配額制類似，可再生能源義務證書是實施可再生能源義務的重要輔助工具。可再生能源義務機制要求供電商向英國天然氣與電力辦公室(Office of Gas and Electricity Markets, OFGEM)證明其獲得了與要求比例的可再生能源義務證書(Renewables Obligation Certificates)，否則將會受到處罰。可再生能源義務證書由英國 OFGEM根據發電量向符合規定的可再生能源發電商頒發。發電商可以向電力供應商或交易機構出售可再生能源義務證書，從而獲得電力批發價格之外的補貼。
可再生能源義務指令有效推動了英國可再生能源快速發展。該制度設立以來，英國可再生能源裝機容量從 2002 年的 310 萬千瓦提高到了 2011 年的 1230 萬千瓦。
2、基于差價合約直接參與電力市場
1)差價合約機制建立背景
差價合同是英國新一輪電力市場改革的重要內容。英國能源與氣候變化部于 2013 年 7 月公布《有關從可再生能源義務向差價合同過渡的征求意見稿》，提出差價合約從 2014 年開始實施，并在 2014 年至2017 年與可再生能源義務并行運行。2013 年 12 月，《電力市場改革執行計劃》出臺，正式明確了通過電力市場改革向差價合同機制過渡。差價合約主要針對核電、可再生能源等低碳電力。對于可再生能源采取差價合同機制，主要原因如下：
一是降低可再生能源項目的投資和收益風險，支持促進可再生能源穩定發展。可再生能源義務指令下，市場批發電價以及義務憑證價格的不確定性，給可再生能源發電商帶來了很大的收益風險。這些風險在一定程度上影響投資商對可再生能源的投資決策。為了應對氣候變化，實現 2020 年 15%的可再生能源發電量目標，英國政府需要進一步吸引可再生能源投資，并保障其發電收益穩定性。2013 年發布的《電力市場改革實施計劃》中測算，差價合約可能促使英國在 2020 年實現 43GW的可再生能源裝機容量，并能夠滿足 30%-36%的電力需求。
二是降低可再生能源項目融資成本和差價合約執行電價，進而遏制電價上漲。自 2011 年起，英國開始關閉大量的老舊核電站和造成嚴重污染的燃煤發電站，預計到 2020 年，2010 年 1/5 的發電設施將被陸續關閉。電站關閉和電力基礎設施的更換升級，需要耗費約 1100 英鎊的投資，進而將導致電價上漲。按照新一輪改革前的市場條件，如不采取新的市場機制，預計到 2030 年居民平均電價將上漲 60%左右。差價合約機制主要針對新增可再生能源項目，采用招標方式確定合約的執行電價和合約預算分配。通過在可再生能源之間引入競爭，可有效降低項目融資成本和執行電價，從而使供電商能夠以較低批發電價購買可再生能源電力，對遏制居民電價上漲起到一定作用。
2)差價合約機制主要內容
差價合約機制建立后，可再生能源發電商參與電力市場方式不變，依舊通過競價的方式參與電力市場。差價合約機制下的主要變化在于，發電商可以獲得市場參考電價和合約執行電價的差別支付(difference payment)。 可再生能源發電商與政府成立的差價合約訂約方(CfD Counterparty)簽訂差價合約，并規定執行電價。當市場參考電價低于執行電價(strike price)時，由政府向發電商補貼電力售價與執行價之間的差價;當參考電價高于執行電價時，發電商需要向政府退還差價。
市場參考電價是差價合約的重要內容，用來反映市場電價，從而決定可再生能源發電商可以獲得的差別支付。雖然參考電價不一定與電力交易的實際價格完全吻合，但是該價格的制定需要能夠反映發電商能夠獲得的價格水平。可再生能源的參考電價為英國大不列顛地區日前市場各小時的區域電價。參考電價的制定，可以在一定程度上避免可再生能源發電商無限度壓低市場競價。可再生能源發電商會盡量以接近參考電價的水平競價，從而獲得差價合同的收益。
對于陸上風電、光伏等較為成熟的可再生能源技術，政府通過招標機制對新增可再生能源項目分配差價合約額度，確保合約簽訂一定的競爭性。為了鼓勵低碳技術同時確保成本最低化，對于較為成熟的可再生能源技術，政府采取競爭性分配機制確定差價合約額度。目前，政府偏向于實施“清算價格支付(pay-as-clear)”，即所有競標成功的差價合約項目獲得相應的執行價格。基于目前的技術成本，政府預計垃圾與污水沼氣以及配有熱電聯產的垃圾發電項目投標額度最低，但這些技術可能只占差價合約預算的很小一部分。陸上風電、水電和光伏項目會競標其余的預算。對于海上風電、潮汐能等較不成熟技術，為確保其獲得充足投資，目前不必參與競標，所有項目都可以政府約定的執行價格簽訂差價合約。
根據《有關從可再生能源義務向差價合約過渡的征求意見稿》，可再生能源義務與差價合約將在 2014 年至 2017 年并行運行。期間，新項目可以選擇申請兩者之一。2017 年 4 月起可再生能源義務不再接受新申請，但是會繼續為已經獲得可再生能源義務證書的項目提供最多20 年的支持。
根據英國《電力市場改革實施計劃》中的測算，差價合約將使英國2020 年可再生能源裝機達到 4300 萬千瓦。