截至2021年底，南方區(qū)域風(fēng)電、光伏統(tǒng)調(diào)裝機(jī)容量為5580萬千瓦，占總裝機(jī)容量的14.1%，其中風(fēng)電裝機(jī)3080萬千瓦，光伏裝機(jī)2500萬千瓦。風(fēng)光發(fā)電總體利用率達(dá)到99.8%，基本實(shí)現(xiàn)全額消納。
從存量帶補(bǔ)貼項(xiàng)目來看，包括2020年底前核準(zhǔn)并網(wǎng)或競(jìng)爭(zhēng)配置的帶補(bǔ)貼風(fēng)光項(xiàng)目，2021年參與市場(chǎng)化交易電量為196億千瓦時(shí)，市場(chǎng)化比例22%，其中云南195.8億千瓦時(shí)，廣東0.18億千瓦時(shí)。若維持放開比例不變，“十四五”期間每年市場(chǎng)規(guī)模為200億千瓦時(shí)。
從增量平價(jià)項(xiàng)目來看，“十四五”期間，南方五省區(qū)電源裝機(jī)總規(guī)模將達(dá)到6億千瓦，規(guī)劃新增風(fēng)電、光伏裝機(jī)1億千瓦以上。平價(jià)項(xiàng)目將成為綠電交易的主力電源，2025年最大可交易電量1600億千瓦時(shí)。
南方區(qū)域綠色電力將迎來快速發(fā)展，呈現(xiàn)以下特點(diǎn)：
一是預(yù)計(jì)“十四五”期間南方五省區(qū)電力需求增速高于全國(guó)平均水平，煤炭、天然氣供應(yīng)保障均存在不確定性。僅靠風(fēng)電、光伏可開發(fā)容量難以保障電力需求，可能經(jīng)常出現(xiàn)電力、電量雙缺局面。
二是大幅增加的綠色能源將產(chǎn)生巨大的調(diào)節(jié)能力需求，2025年廣東、廣西均存在調(diào)峰缺口，難以實(shí)現(xiàn)省內(nèi)平衡。
三是綠色電力外部成本將導(dǎo)致電價(jià)水平上升?！笆奈濉逼陂g配套建設(shè)抽水蓄能、電化學(xué)儲(chǔ)能等調(diào)節(jié)電源，加之海上風(fēng)電、氣電等高價(jià)電源電量占比增加，2025年五省區(qū)電源平均上網(wǎng)電價(jià)較2020年平均上漲近0.03元/千瓦時(shí)。
四是各省區(qū)制定了較為穩(wěn)健的綠色電力平價(jià)項(xiàng)目支持政策，均按照國(guó)家政策要求執(zhí)行上網(wǎng)指導(dǎo)電價(jià)，有助于綠色電力健康可持續(xù)發(fā)展。
五是綠色電力具有較好的跨省區(qū)配置效益，考慮跨省輸電價(jià)格之后對(duì)各省區(qū)指導(dǎo)價(jià)比較，海南綠電送廣東可實(shí)現(xiàn)發(fā)電溢價(jià)0.32分/千瓦時(shí)、廣西送廣東可實(shí)現(xiàn)發(fā)電溢價(jià)0.93分/千瓦時(shí)，有利于提升綠色電力收益。
綠色電力交易面臨的關(guān)鍵問題
2021年，南方區(qū)域共有40家市場(chǎng)主體成交綠色電力10.48億千瓦時(shí)，包括風(fēng)電3.16億千瓦時(shí)，光伏7.32億千瓦時(shí)，實(shí)現(xiàn)綠電交易的優(yōu)先組織、優(yōu)先執(zhí)行、優(yōu)先結(jié)算。從市場(chǎng)范圍看，本次綠電交易首次實(shí)現(xiàn)南方區(qū)域跨區(qū)跨省新能源“點(diǎn)對(duì)點(diǎn)”直接交易1.2億千瓦時(shí)；省內(nèi)9.21億千瓦時(shí)，其中廣東9.075億千瓦時(shí)，廣西0.064億千瓦時(shí)，云南0.07億千瓦時(shí)。互聯(lián)網(wǎng)及大數(shù)據(jù)公司、外向型企業(yè)成為主要的綠電買家。
然而，綠電交易仍存在如下問題。
一是綠電交易的活躍度不高。主要原因在于，首先，存量項(xiàng)目因?yàn)楹藴?zhǔn)早、價(jià)格高、補(bǔ)貼高，缺乏意愿放棄補(bǔ)貼入市。第二，邊際成本低，與其他電源難以同臺(tái)交易。第三，發(fā)電不可控，中長(zhǎng)期出力預(yù)測(cè)困難，與用電曲線難以匹配，一旦入市則面臨偏差考核風(fēng)險(xiǎn)。第四，享受電網(wǎng)保障收購(gòu)政策，享受財(cái)稅優(yōu)待，相比入市交易具有非常明顯的優(yōu)勢(shì)。上述原因?qū)е掳l(fā)電企業(yè)主動(dòng)入市意愿并不強(qiáng)烈。此外，在目前供需形勢(shì)緊張的環(huán)境下，綠電價(jià)格的電能量?jī)r(jià)格主要沿用指導(dǎo)價(jià)格政策，環(huán)境屬性的溢價(jià)也不高，也削弱了發(fā)電企業(yè)交易積極性。綠電平價(jià)項(xiàng)目目前投產(chǎn)規(guī)模較小，已投產(chǎn)綠電項(xiàng)目放開參與市場(chǎng)交易的比例不高，也是制約綠電交易規(guī)模的主要原因。
二是現(xiàn)有市場(chǎng)體系對(duì)綠電交易的支持力度不夠。綠電進(jìn)入省區(qū)和跨區(qū)跨省市場(chǎng)的市場(chǎng)準(zhǔn)入未充分放開，不同省區(qū)市場(chǎng)規(guī)則差異較大，短周期交易品種不足，尤其是偏差考核風(fēng)險(xiǎn)大，參加現(xiàn)貨方式尚未明確，以上因素也限制了綠電交易發(fā)展。
三是未來綠電波動(dòng)性間歇性增大，各省區(qū)存在消納困難問題。各省區(qū)將難以應(yīng)對(duì)大規(guī)模新能源并網(wǎng)導(dǎo)致的波動(dòng)性和間歇性問題，西電東送潮流分布將發(fā)生方向性轉(zhuǎn)變，現(xiàn)有“網(wǎng)省兩級(jí)運(yùn)作”市場(chǎng)模式需要改進(jìn)。跨省區(qū)輸配電價(jià)核價(jià)方式以協(xié)議送電方向、固定規(guī)模為基礎(chǔ)制定，也不利于綠色電力多方向靈活消納。
四是綠電高比例入市將導(dǎo)致電價(jià)偏離電源綜合成本，現(xiàn)有定價(jià)機(jī)制存在不適應(yīng)問題。市場(chǎng)中綠電比例提升后，邊際出清定價(jià)機(jī)制將頻繁產(chǎn)生地板價(jià)、尖峰價(jià)，會(huì)影響綠電項(xiàng)目投資決策，也難以實(shí)現(xiàn)高成本電源投資回收。
五是綠電外部成本對(duì)社會(huì)產(chǎn)生價(jià)格沖擊，需要穩(wěn)妥制定疏導(dǎo)機(jī)制。系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本、電網(wǎng)配套建設(shè)成本等外部成本疏導(dǎo)機(jī)制尚不完備，需要逐項(xiàng)明確外部成本的貢獻(xiàn)方和收益方，制定合理的分?jǐn)偡绞健?/p>
六是綠電消費(fèi)尚未體現(xiàn)對(duì)碳排放“雙控”的貢獻(xiàn)。2021年12月召開的中央經(jīng)濟(jì)工作會(huì)上提出，新增可再生能源和原料用能不納入能源消費(fèi)總量控制，創(chuàng)造條件盡早實(shí)現(xiàn)能耗“雙控”向碳排放總量和強(qiáng)度“雙控”轉(zhuǎn)變。目前，企業(yè)購(gòu)買綠色電力暫無法抵扣能耗“雙控”，也無法獲得碳配額，通過建設(shè)綠電項(xiàng)目獲得減排量的CCER機(jī)制尚未重啟，消費(fèi)綠電的節(jié)能減排效益沒有獲得認(rèn)可。
七是我國(guó)存量項(xiàng)目綠證的國(guó)際認(rèn)可度不高。存量項(xiàng)目在入市交易時(shí)并未取消電網(wǎng)保障收購(gòu)政策，導(dǎo)致RE100（企業(yè)100%使用可再生能源電力）難以認(rèn)定綠電環(huán)境屬性屬于消費(fèi)者；“保障收購(gòu)”等同于計(jì)劃電，未產(chǎn)生減碳增量效益。這說明我國(guó)可再生能源保障收購(gòu)政策與國(guó)際綠證的認(rèn)證標(biāo)準(zhǔn)存在一定的不對(duì)應(yīng)，影響了存量綠證的國(guó)際認(rèn)可度。目前僅增量平價(jià)綠證比較符合RE100標(biāo)準(zhǔn)。
完善綠色電力市場(chǎng)機(jī)制的思考
一是市場(chǎng)主體區(qū)分存量和增量，存量項(xiàng)目基數(shù)電量作為優(yōu)先發(fā)電保障收購(gòu)，增量項(xiàng)目有序放開進(jìn)入市場(chǎng)。存量帶補(bǔ)貼項(xiàng)目的市場(chǎng)化電量按照現(xiàn)有各省區(qū)交易規(guī)則執(zhí)行，通過市場(chǎng)化交易形成電能量?jī)r(jià)格，不影響補(bǔ)貼執(zhí)行?，F(xiàn)有存量項(xiàng)目基數(shù)電量約594億千瓦時(shí)繼續(xù)維持電網(wǎng)保障收購(gòu)，作為優(yōu)先電源供給居民、農(nóng)業(yè)及電網(wǎng)代理的工商業(yè)用戶。增量平價(jià)項(xiàng)目執(zhí)行《南方區(qū)域綠色電力交易規(guī)則》，并根據(jù)本方案提出的市場(chǎng)發(fā)展階段開展市場(chǎng)融合。存量帶補(bǔ)貼項(xiàng)目承諾放棄、延后補(bǔ)貼，或補(bǔ)貼執(zhí)行完畢，可以按照增量平價(jià)項(xiàng)目的方式入市交易。
二是建立促進(jìn)消納的更大范圍市場(chǎng)機(jī)制，在省區(qū)市場(chǎng)充分消納的基礎(chǔ)上，區(qū)域市場(chǎng)作為兜底措施開展統(tǒng)一平衡，按照“統(tǒng)一市場(chǎng)、統(tǒng)一規(guī)則、統(tǒng)一組織、統(tǒng)一認(rèn)證”的方式開展頂層設(shè)計(jì)。
區(qū)域市場(chǎng)注重加大省間新能源調(diào)劑力度、拓寬臨時(shí)消納渠道。綠色電力首先是電能量商品，可以按照一般商品的規(guī)則在區(qū)域市場(chǎng)自由流動(dòng)、自主交易、優(yōu)化配置。其次，綠色電力也具有波動(dòng)性和間歇性，必須集合全區(qū)域各類調(diào)節(jié)資源開展更大范圍的消納平衡?！笆奈濉逼陂g總體來看，新能源仍以省內(nèi)消納為主，跨省區(qū)臨時(shí)送受電為補(bǔ)充。
新能源的波動(dòng)性、間歇性首先在各省區(qū)內(nèi)部調(diào)節(jié)平衡，各省區(qū)內(nèi)部確無消納手段時(shí)再組織跨省區(qū)臨時(shí)消納措施。以各省區(qū)內(nèi)的多能互補(bǔ)打捆交易、發(fā)電權(quán)交易、調(diào)峰市場(chǎng)、容量補(bǔ)償、儲(chǔ)能及抽蓄交易等調(diào)節(jié)性市場(chǎng)機(jī)制為主。以跨區(qū)跨省的多日電能量、現(xiàn)貨交易、發(fā)電權(quán)交易、抽蓄購(gòu)電交易和調(diào)頻市場(chǎng)作為重要調(diào)節(jié)手段和兜底措施。
在現(xiàn)貨試點(diǎn)地區(qū)，或區(qū)域現(xiàn)貨運(yùn)作后，綠色電力出力預(yù)測(cè)作為市場(chǎng)邊界，或以報(bào)量不報(bào)價(jià)方式優(yōu)先出清，適時(shí)轉(zhuǎn)為“報(bào)量報(bào)價(jià)”參與交易。
三是按照權(quán)責(zé)對(duì)等、控制風(fēng)險(xiǎn)的原則，綠電分兩階段穩(wěn)步進(jìn)入市場(chǎng)。
第一階段。綠電按照原核定電網(wǎng)收購(gòu)價(jià)格參與長(zhǎng)周期交易，市場(chǎng)化比例較小，以基數(shù)電量兜底執(zhí)行偏差，采用長(zhǎng)周期結(jié)算或分時(shí)均價(jià)結(jié)算，較為穩(wěn)妥地處理發(fā)電偏差風(fēng)險(xiǎn)，同時(shí)也無法獲得與煤電等同的電能量?jī)r(jià)格。
第二階段。當(dāng)綠電進(jìn)入市場(chǎng)比例不斷擴(kuò)大，基數(shù)電量難以兜底執(zhí)行偏差，調(diào)節(jié)性電源的低谷調(diào)峰、高峰頂峰成本迫切需要通過分時(shí)交易體現(xiàn)價(jià)值和貢獻(xiàn)，需要引導(dǎo)用電側(cè)依據(jù)峰谷價(jià)格信號(hào)主動(dòng)消納新能源時(shí)，應(yīng)進(jìn)入市場(chǎng)第二階段。在第二階段，綠電市場(chǎng)化比例進(jìn)一步擴(kuò)大，交易價(jià)格可以與煤電價(jià)格趨同，在電力供應(yīng)緊張時(shí)獲得更高的溢價(jià)，更好地反映供需形勢(shì)的變化。綠電參與分時(shí)交易、分時(shí)偏差結(jié)算，在現(xiàn)貨試點(diǎn)地區(qū)應(yīng)參與現(xiàn)貨出清及偏差結(jié)算，并全面承擔(dān)輔助服務(wù)分?jǐn)傎M(fèi)用。
四是執(zhí)行全國(guó)統(tǒng)一的綠證管理制度，推進(jìn)綠色電力生產(chǎn)、交易、消費(fèi)、結(jié)算等全生命周期的追蹤溯源。南方區(qū)域設(shè)計(jì)“證隨電走”“證電分離”兩種綠證管理模式，由市場(chǎng)主體自主選擇。
加快建設(shè)綠電交易配套市場(chǎng)機(jī)制
為了更好地促進(jìn)綠色電力與各類型電源的利益協(xié)調(diào)，促進(jìn)多能互補(bǔ)，建立以下四類配套市場(chǎng)機(jī)制刻不容緩。一是未來多類型電源共同進(jìn)入?yún)^(qū)域市場(chǎng)場(chǎng)景下，基于燃煤基準(zhǔn)價(jià)或主力電源價(jià)格，采用“同臺(tái)交易、差額補(bǔ)貼”“設(shè)定配比、打捆交易”兩種方式開展多成本電源同臺(tái)交易。二是各省區(qū)以煤電盈虧平衡作為啟動(dòng)條件，基于“固定成本+合理收益”方式制定補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)。三是分時(shí)電價(jià)。結(jié)合綠色電力發(fā)電消納情況，動(dòng)態(tài)劃分峰、平、谷時(shí)段開展分時(shí)交易。按交易雙方所在省區(qū)公約數(shù)確定跨區(qū)跨省交易的峰、平、谷時(shí)段。四是輔助服務(wù)市場(chǎng)。建設(shè)覆蓋跨省區(qū)備用市場(chǎng)，通過市場(chǎng)引導(dǎo)備用容量緊缺省區(qū)向富余省區(qū)購(gòu)買備用容量。設(shè)置廣東廣西海南、云南兩個(gè)調(diào)頻區(qū)，實(shí)現(xiàn)調(diào)頻資源更大范圍優(yōu)化配置，提升省間互濟(jì)頻率調(diào)節(jié)能力。建設(shè)省內(nèi)、跨省區(qū)調(diào)峰輔助服務(wù)機(jī)制。積極試點(diǎn)綠色電力富裕省區(qū)的調(diào)峰市場(chǎng)建設(shè)，未來將跨省區(qū)調(diào)峰機(jī)制融入南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場(chǎng)。
加快建設(shè)綠電交易配套市場(chǎng)機(jī)制
一是堅(jiān)持市場(chǎng)化改革方向，以消納責(zé)任權(quán)重考核促進(jìn)綠電市場(chǎng)化規(guī)模有序放開?，F(xiàn)階段，消納責(zé)任權(quán)重是促進(jìn)綠電需求規(guī)模持續(xù)增長(zhǎng)、落實(shí)綠電消費(fèi)責(zé)任到終端用戶的重要抓手，有必要層層分解落實(shí)各省區(qū)、售電公司、大用戶、零售用戶的消納責(zé)任，為市場(chǎng)主體建立消納量賬戶，持續(xù)加強(qiáng)考核力度。消納量交易和綠證交易可以作為綠色電力交易的補(bǔ)充措施。在某一省區(qū)消納困難的情況下，可以根據(jù)送受電意向下達(dá)兩省區(qū)總消納權(quán)重指標(biāo)（如對(duì)廣東、廣西下達(dá)兩省區(qū)合計(jì)的非水消納責(zé)任權(quán)重指標(biāo)），鼓勵(lì)送受省區(qū)聯(lián)合完成消納責(zé)任。
二是構(gòu)建適應(yīng)高比例綠色電力的南方區(qū)域統(tǒng)一電力市場(chǎng)，為全國(guó)統(tǒng)一市場(chǎng)建設(shè)探索經(jīng)驗(yàn)。在南方區(qū)域市場(chǎng)內(nèi)部持續(xù)構(gòu)建完善規(guī)劃、交易、執(zhí)行多維度市場(chǎng)體系，體現(xiàn)綠色電力全生命周期價(jià)值。區(qū)域市場(chǎng)建立多能互補(bǔ)“蓄水池”，實(shí)現(xiàn)新能源受入能力最大化；通過新能源外送，或新能源與常規(guī)能源打捆外送，輻射大湄公河次區(qū)域。南方區(qū)域綠色用能全過程溯源、全國(guó)認(rèn)證，綠證統(tǒng)一核發(fā)認(rèn)證，綠色電力交易統(tǒng)一組織。
三是通過能耗“雙控”考核促進(jìn)綠色電力交易。將跨省區(qū)交易、消費(fèi)綠色電力與能耗“雙控”掛鉤，根據(jù)外購(gòu)綠色電力電量規(guī)模同步降低購(gòu)電省區(qū)、購(gòu)電主體的能耗“雙控”考核要求?？梢詫?duì)高耗能企業(yè)制定綠色電力采購(gòu)配比的要求，對(duì)未完成綠色電力交易配比的高耗能企業(yè)進(jìn)行罰款、限電、關(guān)停等處罰。以上措施可同步推進(jìn)從能耗“雙控”向碳排放“雙控”轉(zhuǎn)型。
四是加快建設(shè)電碳市場(chǎng)銜接。建議國(guó)家有關(guān)部門協(xié)調(diào)電力市場(chǎng)、碳交易市場(chǎng)、用能權(quán)市場(chǎng)的有效銜接。從全國(guó)碳市場(chǎng)重點(diǎn)行業(yè)企業(yè)入手，利用綠電交易溯源的精確性、完整性優(yōu)勢(shì)，按照控排企業(yè)購(gòu)綠電情況精確核算其電力消費(fèi)的碳排放，或者消費(fèi)綠電可以獲得相應(yīng)的自愿減排量。通過信息披露、嚴(yán)格考核等措施，促進(jìn)綠電環(huán)境溢價(jià)與碳配額價(jià)格趨同，暢通不同市場(chǎng)間的價(jià)格信號(hào)傳導(dǎo)，構(gòu)建電力交易價(jià)格、碳交易價(jià)格聯(lián)動(dòng)機(jī)制。
五是完善綠色電力外部成本疏導(dǎo)渠道。抽水蓄能容量成本按照有關(guān)電價(jià)政策計(jì)入輸配電價(jià)由全社會(huì)共同分?jǐn)?。電網(wǎng)側(cè)網(wǎng)架建設(shè)成本計(jì)入輸配電價(jià)由全社會(huì)共同分?jǐn)偂］o助服務(wù)成本由綠色電力電源分?jǐn)?，收益由調(diào)節(jié)性電源獲得?；茉窗l(fā)電容量成本、頂峰電源成本建議由全社會(huì)共同分?jǐn)偂?/p>
六是加強(qiáng)與國(guó)際綠色用能認(rèn)證標(biāo)準(zhǔn)對(duì)接。建議國(guó)家部委牽頭，加強(qiáng)與RE100等國(guó)際組織對(duì)接，推動(dòng)我國(guó)綠證納入RE100認(rèn)可范圍，幫助平價(jià)綠電消費(fèi)者獲得綠色用能國(guó)際認(rèn)證。一是明確帶補(bǔ)貼存量項(xiàng)目綠證與增量平價(jià)綠證的環(huán)境屬性均由用戶獲得。二是闡述我國(guó)電力市場(chǎng)和綠證相關(guān)機(jī)制對(duì)RE100技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)的符合性，建立我國(guó)綠色認(rèn)證體系與國(guó)際的有效接軌。三是做好我國(guó)保障性收購(gòu)等政策與美國(guó)RPS政策的對(duì)比，梳理RE100認(rèn)可的可再生能源來源方式，加強(qiáng)與RE100的溝通，增進(jìn)了解與互信。
評(píng)論