绿电交易机制及绿电消纳保障市场机制

綁歏❜僒劼ⵖ ⿺綁歏嶊紵⥂ꥻ䋑㖞劼ⵖ 绿电交易机制及 绿电消纳保障市场机制 清华三峡气候与低碳中心 绿电交易机制及绿电消纳保障市场机制课题组 课题承担单位 清华大学电机系 课题负责人 陈启鑫清华大学电机系长聘教授 研究团队成员 郭鸿业郭倬辰刘学 单兰晴 方宇娟 目录 目录I 插图和附表清单III 前言1 第1章绿电交易机制的国际经验及我国实施现状3 1.1美国绿电交易3 1.1.1市场分类与参与方式3 1.1.2适用经验总结4 1.2欧洲绿电交易6 1.2.1市场分类与参与方式6 1.2.2适用经验总结12 1.3我国绿电交易实施现状13 1.3.1我国电力体制改革进展14 1.3.2我国绿色电力交易实践17 1.3.3我国绿色电力交易机制20 1.3.4绿电交易成交电量及价格24 1.3.5绿色电力消费凭证核发25 1.3.6高比例可再生能源的电力市场建设25 第2章考虑水电特性的保障绿电消纳的出清机制29 2.1市场组织方式及发电交易单元参与市场模式29 2.1.1市场组织方式29 2.1.2发电交易单元参与市场模式30 2.2市场机制设计的原则与流程30 2.2.1机制设计的原则30 2.2.2市场机制的流程30 2.3保障性消纳的现货市场出清模型32 2.3.1考虑梯级水电竞价的现货市场出清模型33 2.3.2可再生能源保障性消纳出清修正模型36 2.3.3激励相容的结算机制37 2.4仿真分析38 2.4.1基础数据38 2.4.2可再生能源消纳情况40 2.4.3电价与结算情况41 2.5总结42 第3章绿电参与市场的重点考虑及完善绿电机制的建议43 3.1绿色电力参与市场的重点考虑43 3.1.1清洁能源参与市场的重点任务43 3.1.2市场化机制的实施方式44 3.2绿电交易与电力市场及绿证市场衔接问题46 3.2.1绿电交易面临的关键问题46 3.2.2促进绿电交易的政策建议47 3.3完善绿色电力交易机制的相关建议49 3.3.1当前绿电交易机制中存在的主要问题49 3.3.2完善我国绿电交易体系的政策建议51 插图和附表清单 图1.1实体PPA：电厂运营商以参考价格交付电力8 图1.2虚拟PPA：双方按照参考价格进行经济补贴间接交付电力9 图1.32013-2020年不同可再生能源类型的PPA容量10 图1.4计划用电逐步放开的配套文件15 图1.5各省输配电价15 图1.6区域输配电价16 图1.7电力交易时序图16 图1.8全国区域输配线路图17 图1.9我国绿电交易发展路径18 图1.10可再生能源的双重属性18 图1.112021年消纳责任权重19 图1.122020~2060年中国电源装机结构变化20 图1.132021年消纳责任权重20 图1.14绿电认证体系构建21 图1.15有无补贴场站的区别22 图1.16GO机制23 图1.17电力交易体系27 图1.18电力市场层级28 图2.1第一次市场出清及触发保障性消纳机制后市场出清情况32 图2.2改进的IEEE30节点测试系统39 图2.3市场出清结果中节点边际电价对比40 表2.1机组运行参数39 表2.2梯级水电站运行参数39 表2.3可再生能源消纳情况对比40 表2.4IEEE30节点测试系统结算结果（方案3）41 前言 全面推动碳达峰、碳中和目标的提出，为我国产业结构和能源结构绿色低碳转型提供了方向指引。2021年3月，中央财经委员会第九次会议强调，要把“双碳”目标纳入生态文明建设整体布局，构建以新能源为主体的新型电力系统。我国作为全球最大的新能源生产国，亟待出台促进绿色电力交易的指导文件，厘清绿色电力交易与现行各类支持政策和市场交易的边界。在国家电网有限公司的组织下，北京电力交易中心多次征求市场成员意见建议，研究编制了《方案》并报国家发改委批复，同时积极开展试点交易准备工作。 2021年9月，国家发展改革委、国家能源局正式函复《绿色电力交易试点工作方案》（以下简称《方案》），同意国家电网公司、南方电网公司开展绿色电力交易试点。我国正式启动绿色电力交易。这也是继国家开展绿证交易后又一大重要的促进绿色能源发展新举措。 绿色电力交易是在现有中长期交易框架下，独立设立的绿色电力交易品种，引导有绿色电力需求的用户直接与发电企业开展交易，绿色电力在电力市场交易和电网调度运行中优先组织、优先安排、优先执行、优先结算。目前，参与绿色电力交易的市场主体，目前以风电和光伏发电为主，将逐步扩大到水电等其他可再生能源。 绿电交易价格完全由发电企业与用户双边协商、集中撮合等方式形成，完全市场化绿电产生的附加收益归发电企业所有，向电网企业购买且享有补贴的绿电，产生的附加收益用于对冲政府补贴，发电企业如自愿退出补贴参与绿电交易，产生的附加收益归发电企业。 通过开展绿色电力交易，将有意愿承担更多社会责任的一部分用户区分出来，与风电、光伏发电项目直接交易，以市场化方式引导绿色电力消费，体现出绿色电力的环境价值，产生的绿电收益将用于支持绿色电力发展和消纳，更好促进新型电力系统建设。根据国家发改委信息，参与绿色电力交易的市场主体，近期以风电和光伏发电为主，今后将逐步扩大到水电等其他可再生能源。交易优先安排完全市场化上网的绿色电力，如果部分省份在市场初期完全市场化绿色电力规模有限，可考虑向电网企业购买政府补贴及其保障收购的绿色电力。 研究目的：鉴于绿电交易对于推动我国双碳目标实现的重要性，本项目将从 绿电交易的内涵及发展背景出发，分析绿电交易的特点以及存在的问题，进行绿电机制分析；针对绿电保障性消纳方面，研究市场出清机制；并进一步梳理我国 绿电参与市场的重点考虑，给出完善我国绿电机制的建议。研究思路如下: 本项目紧密围绕全国统一电力市场背景下绿电交易的建设进展及相关需求，分别从绿电机制分析、绿电保障消纳的市场机制，以及绿电机制政策建议三个方面开展研究。 项目整体研究思路如下： 研究内容一（绿电机制分析）：绿电交易机制的国际经验及我国实施现状分析，面向三峡集团的三大主要清洁能源类别：水电、风电和光伏，梳理国际主流 市场中绿电交易机制的经验及我国绿电交易的实施现状。针对美国和欧洲绿电交易的市场分类、参与方式进行梳理，并对适用经验进行总结；进一步，对我国目前绿电交易的现状进行综述，以期对三峡集团参与我国绿电市场交易提供有益的参考。 研究内容二（绿电保障消纳的市场机制）：考虑水电特性的保障绿电消纳的 出清机制，以风电、光伏、水电为主的可再生能源已成为我国重要的能源供应形式，也广泛参与到电力市场交易之中。本研究将可再生能源的保障性消纳纳入电力市场的机制设计之中，同时引入了梯级水电站的水位控制、水量平衡与梯级耦合等复杂约束，提出了现货市场在发生弃能时触发的保障性消纳出清机制。 研究内容三（绿电机制政策建议）：绿电参与市场的重点考虑及完善绿电机 制的建议，通过梳理我国绿电参与市场的重点考虑，并基于此给出完善我国绿电机制的建议。面向三峡集团开展绿电交易的需求，对绿电参与市场的重点任务、实施方式及面临的关键问题进行总结；在完善绿电交易机制方面，首先分析当前绿电交易机制中存在的问题，进一步从总体发展层面、现期发展阶段和中长期发展层面，提出相应政策建议。在总体框架下，分别研究省间、省级现货市场运营监测体系及关键技术，并重点研究促进新能源消纳的监测评估方法，提出相关建议。 第1章绿电交易机制的国际经验及我国实施现状 1.1美国绿电交易 美国在鼓励清洁能源消纳的实践中已探索了二十余年，电力市场建设兴起于20世纪90年代，通过各州政府的推动及各类市场主体的积极参与，形成了强制市场与自愿交易并存、采购方式灵活多样的清洁能源消纳格局。 1.1.1市场分类与参与方式 可再生能源参与的市场主要有强制的配额制（RenewablePortfolioStandard,RPS）市场和自愿交易市场。 RPS是各州政府依据配额制相关法律法规建立的，目的是帮助承担配额义务的责任主体实现可再生能源配额目标，是一种基于电量的激励措施。政府对能源生产实行强制性的具有法律效力的数量规定，要求电力供应企业在规定日期之前按照不低于电力供给的某一比例提供可再生能源电量，该电量可来自自我生产，但更多的是来自市场购买，因而为可再生能源的出让配额构造了一个卖方市场。配额制体系常包括绿色证书（RenewableEnergyCertificates，RECs）交易环节，因此也被称为绿色证书制。目前美国已有29个州、华盛顿哥伦比亚特区和3个领地 实施了配额制，责任主体的数量占美国全部电力零售商的56%；另有8个州和1 个领地提出了非强制的可再生能源目标。 自愿市场为有意愿采购绿电的消费者提供灵活多样的采购渠道，帮助企业履行可持续发展的社会责任，实现绿色发展的目标。在管制市场，绿电采购方主要通过公用事业绿色定价(utilitygreenpricing)和公用事业绿色电费(utilitygreentariffs)两种途径采购绿电;在半管制市场，绿电采购方主要通过竞价市场采购绿电；在放松管制市场，长期自愿购电协议(PPA)是最常用的一种绿电采购方式。 PPA有两种基本形式：一种是实体自愿购电协议（physicalPPA）。发电商与采购方签订绿电（包括绿证）购电协议，合同期限通常长达十至二十年；合同对项目开始的时间、电力输送时间计划、输电不足的罚款、支付方式，以及合作终止期等条款作了明确的规定。发电商与采购方必须在同一个绿电市场，以便实现实体电力输送。 另一种自愿购电协议是虚拟自愿购电协议（VirtualPPA），类似于差价合约。该协议下，发电商向批发市场出售电力，用户仍从原电力或电网企业购买电力并 支付电费。当批发市场的电价低于虚拟协议中约定的价格时，购电方需要向发电商支付差价；反之，当批发市场的电价高于虚拟协议中约定的价格时，发电商需要向购电方支付差价。这种方式可以有效避免市场价格的波动，而且由于不涉及实体电力的输送，采购方不需要与发电商位于同一个绿电市场。 总体来说，可再生能源可通过两种方式参与电力市场： 一是由售电公司与可再生能源场站签订长期PPA，代理可再生能源发电参与电力市场。在可再生能源配额制的要求下，作为配额承担主体的售电公司有签订长期PPA的积极性，打捆购买可再生能源电量连同对应的绿证；在电力批发市场中，同样由售电公司竞价出售可再生能源发电。 二是可再生能源直接参与电力市场，并通过签订金融合约等方式规避市场风险。德州于2012年就达到了其2025的可再生能源配额制目标，而后清洁能源依然呈快速发展态势，部分清洁能源项目很难找到售电公司与其签订长期购电协议，只得直接参与电力市场售电。此外，近年来PPA价格的连续下降是可再生能源直接参与电力市场的主要考虑因素之一。 直接参与电力市场的情况下，可再生能源为规避现货市场风险，往往采用与金融类公司签订中长期金融协议或者与金融公司、大型科技企业等非售电公司签订虚拟购电协议方式规避市场风电。即通过长期协议约定清洁能源电量价格，根据电力市场价格情况“多退少补”，即当市场价格高于合约价格时，可再生能源企业将多得的收入返还给与其签订合约的金融公司或非售电公司；反之，由金融公司或其他公司弥补市场价格与合约价格之差。两种方式下，可再生能源发电商以及与可再生能源签订PPA的售电公司不能直接在日前和实时市场报价，必须通过授权计划实体（QSEs）上报发电量和竞价价格，由QSEs代表参与竞价、交易、结算。 1.1.2适用经验总结 用电主体可同清洁能源企业签订大规模的长期合同，用于大量购买满足业务需求的可再生能源。通过批量购买的方式，直接向与用电主体位于同一电网的开发商购买可再生能源。从合同的角度来看，根据可再生能源行业颁发的可再生能源证书(REC)，记录通过可再生方式生产的每单位能源。发电主体可以使用REC来证明自己生产了多少清洁能源，而用电主体则可以购买与自己的用电量相当的此类证书，并根据REC跟踪实际能源消耗量。 持