（3）无补贴的新能源直接参与电力市场
该模式下，新能源发电直接参与电力市场，且承担类似于常规电源的电力系统平衡义务，没有额外的补贴。该模式直接将新能源和常规电源一样看待，作为商品在市场中买卖，承担类似于常规电源的电力系统平衡义务，没有任何额外的补贴和优待。在目前新能源发电成本较高的情况下，完全没有补贴的新能源发电直接参与市场方式较少。
以美国为例，美国大部分州在可再生能源配额制的激励下，采用新能源完全自由参与市场模式。该模式的施行主要有以下情景：一是在美国有可再生能源配额制的框架约束，电力公司有义务购入一定比例的新能源发电。一般而言，电力公司与风电场开发商签订长期合约，电力公司以合约约定的价格支付风电开发商，保障风电项目收益。而电力公司再将这部分风电电量在市场上售卖，风电自由参与市场竞争。二是没有长期合约可签的风电场则直接参与电力市场，收益存在一定的不确定性。三是美国风资源条件好，部分地区风电成本与燃气及其他常规电源成本具有可比性，同时考虑未来燃料价格上涨等风险，电力公司有意愿购入新能源发电，并在电力市场中售卖。在美国德克萨斯州批发电力市场中，风电场与其它常规电厂一样，可通过双边合同协议、日前市场和实时市场参与市场交易，并承担相应的财务责任。同时，考虑风电自身特点，风电场不参与日前市场和补充辅助服务市场中的辅助服务竞卖。德克萨斯州电网运营商 ERCOT 统一负责由风电波动和预测误差等带来的系统平衡，通过开启可快速启动的燃气机组，调用非旋转备用和旋转备用辅助服务以及执行紧急电力消减计划来应对新能源带来的系统紧急事件。
无补贴的新能源直接参与电力市场模式，消除了新能源发电的“特殊性 ”，回归其作为能源商品的“普遍性 ”，有利于激励新能源发电根据市场供需情况调整自身出力，减轻系统运行压力，同时创造公平公正的市场环境，适用于新能源发电已经具有较强市场竞争力的发展阶段，代表未来新能源参与电力市场的发展方向。同样，由于新能源发电边际成本低，将可能拉低批发市场边际电价，影响其他发电主体的盈利，因此需要建立完善的电力市场架构，保证各方利益，保障系统安全。
3. 国外新能源消纳出现的问题及解决策略
3.1 电力市场中新能源消纳出现的问题
（1）电量市场
一是由于新能源发电的边际成本低，甚至可以负电价报价，大规模新能源参与市场将降低电力市场的出清价。极端情况下，市场出清价甚至为零或者负值。这将影响靠电量市场收益的火电电源获益。同时，由于新能源发电依靠其较低
的边际成本总能排到发电序列的前面而优先发电，其也会减少火电的电量计划，从而影响火电获益。
以德国为例，可再生能源大规模发电使得电力批发市场价格大幅下跌，常规电源处于微利甚至亏损状态，未来投资意愿降低。据统计，德国峰值负荷时的电价已经由 2008 年的 80 欧元 /MWh 降至 2013 年的 38 欧元 /MWh。由于德国电力市场为单一电量市场，市场电价降低对传统电源盈利能力造成较大负面影响。德国的大型发电企业一般以经营煤电、核电、天然气发电等传统电源发电项目为主。 2013 年，德国能源巨头 RWE 公司损失 28 亿欧元。目前，许多传统发电厂已经向德国联邦网监局申请关停。
二是新能源发电会使市场出清价波动性更强，而且，由于新能源发电出力的不确定性，新能源发电还将使日前市场和实时市场的出清价差异变大，从而对火电等市场参与者造成更大的收益不确定性。
（2）辅助服务市场
一是由于新能源发电的波动性和不确定性，增加系统运行备用的需求。二是系统备用需求随时间不同，且日前市场和实时市场的备用需求不同，从而增加市场参与者备用需求和价格的不确定性。三是大规模新能源发电替代系统中同步发电机和有频率响应的发电厂，如果没有增加新能源发电频率响应的措施，新能源发电将增加市场保障充足频率响应的需求。四是由于发电组合、输电约束、爬坡约束等因素导致由新能源发电的波动性和不确定性造成的系统辅助服务需求无法满足时，新能源发电将造成极端事件发生的概率增加，如更多的价格波动，从而造成用户用电成本的增加和发电机的不合理高收益。五是新能源发电增加系统灵活性需求，如果电量市场中对灵活性激励不足，则需要增加辅助服务市场中的系统灵活性激励。
（3）容量市场
一是增加火电机组从容量市场获益的需求。市场出清价格和传统发电机组发电量的减少将减少火电机组从电量市场的获益。如果系统仍然需要这部分发电资源短时发挥作用，并用于保障系统长期可靠性，这些资源就更加倾向于基于容量获益，而非基于电量获益，从而就可能需要依赖容量市场或电量市场外的其他收益在市场中存活。
二是对容量市场设计提出新的需求。新能源发电需要更多的灵活性资源保障资源的充裕性，而现有的不太灵活的火电机组可能需要通过技改等措施增加其灵活性，可能需要容量市场提供足够的激励让这些机组实施技改等措施。
3.2 适应大规模新能源消纳的解决策略
一是采用抬高电量市场允许竞标价、给予补全支付等机制，保证常规电源在电量市场上的盈利。 ERCOT 是单一电量市场，为解决大规模新能源发电对电量市场价格的影响， ERCOT 的主要做法包括：逐步提高发电报价上限，从而提高系统资源稀缺时段的电量价格，增加提供相应服务的发 电 盈 利。 2013 年 7 月， ERCOT 的 发 电 报 价 上限 为 5000 美 元 /MWh， 2014 年 6 月 调 整 至 7000美元 /MWh， 2015 年 6 月再次调高至 9000 美元 /MWh。另外，在实时市场中加入运行备用需求曲线，将影响系统可靠性的备用需求反映到电量市场价格中。 ERCOT 根据系统实际运行备用容量与需求备用容量的差异计算一个额外的价格，作为溢价加到市场出清价的基础上，作为发电机组的额外收益。此外，美国一些 ISO 还引入补全支付（make-whole payment）机制，补偿发电提供商的市场收入不足以弥补其成本的差异，保障发电商参与市场时按照市场运行人员指令运行不会造成收入损失。