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杨玉峰:新能源参与电力市场机制探讨

2022-03-14 09:47:32 中国电力企业管理 作者:杨玉峰
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国家电力投资集团有限公司(以下简称国家电投集团)作为我国乃至世界上装机容量最大的新能源发电企业,2021年底新能源装机已接近8000万千瓦
国家电力投资集团有限公司(以下简称国家电投集团)作为我国乃至世界上装机容量最大的新能源发电企业,2021年底新能源装机已接近8000万千瓦。
 
结合我国新能源电力市场化发展现状和国家电投集团新能源参与市场情况,本文论述两方面内容,一是新能源未来的形势与挑战;二是新能源参与电力市场机制探讨。
 
新能源全面市场化或将面临“量、价”风险
 
纵观国际和国内发展趋势,可再生能源装机占比快速上升,已成为电力增长的主体,这也符合我国发展构建以新能源为主体的新型电力系统的趋势。(见图1)
 
新能源参与电力市场,电力市场机制
 
(来源:微信公众号“中国电力企业管理”作者:杨玉峰)
 
在国内,随着清洁能源低碳发展战略和“双碳”目标的提出,以及电力市场化改革进一步加快,新能源参与电力市场化交易是大势所趋,也是不可阻挡的潮流。回顾新能源电能量价格的形成,我国过去的新能源发展补贴政策为行业发展作出了历史性贡献。新能源的发展走过了标杆电价阶段、竞价阶段和平价阶段,未来将完全进入市场竞争的阶段。
 
目前,全国已有23个省的新能源已经参与到市场竞争中,其中青海、四川、云南等地的新能源已经全部市场化,新疆、甘肃等地市场化的比例也超过了50%。电力市场中,特别是现货市场条件下,新能源的“量、价”风险将明显加大。如何保障新能源在市场化条件下的合理收益,促进新能源的健康、快速、可持续发展,成为近期业内热议的话题。
 
新能源可适用“差别对待原则”参与电力市场
 
新能源可按存量补贴项目与新建项目以“差别对待原则”参与电力市场——
 
在存量补贴项目市场化路径中,又可按照电量性质来区分:一是既在保障利用小数以内,又在全生命周期合理利用小时以内的电量,建议由政府统一实行“保价保量”收购。二是对保障小时数以外、全生命周期合理利用小时数以内的电量,结合电力市场改革进程,实行“价补分离”,固定的补贴为项目标杆电价与燃煤发电基准价的差值,国家财政按照固定补贴给予资金金额,燃煤发电基准价的部分全部参与市场,由电网根据市场竞争的结果进行电费的结算。三是对合理利用小时以外的电量,直接参与电力市场化交易,不再享受任何财政补贴,同时准许参与绿证交易。
 
在新建项目市场化路径中,国家已经制定了相关政策,新能源的项目可以通过参与绿证的方式来获取环境补贴。建议采用“强制配额+绿证”的价格机制,即通过配额制保障绿证购买需求,为新能源发电项目提供稳定、长期的环境价值收益和项目的合理利用回报。
 
但归根结底,新能源全面参与市场交易是不可逆的潮流大势,应尽早完善新能源参与电力市场机制,实现有效竞争,提高经济效率。具体建议如下:
 
一是完善新能源中长期合约市场化的调整机制。新能源供求预测是世界性难题,而且在短期内不可能有效解决。在这种情况下,建议缩短新能源中长期交易的周期,增加交易的频次,为新能源调整合同电量和负荷曲线提供市场化的手段。同时中长期市场可增设两日前和三日前的市场,以适应新能源的特点,这个是由新能源的物理特性决定的。
 
二是完善新能源跨省跨区交易机制。在跨省跨区交易里优先安排新能源占一定的比例,同时加大信息披露力度,加大新能源发电权在跨省跨区里替代量的规模,可以通过设置交易比例,预留送出通道空间等方式来促进发电权的交易,以促进新能源的消纳。同时建议根据通道的富余程度来适当降低输配电价的水平,通过市场化的手段促进市场交易的积极性。
 
三是建立健全有利于新能源就近消纳的价格机制。国家近期先后出台了关于数据中心、高新科技企业新能源的自发自用与就近消纳的政策,这些政策在推进过程中,建议作为试点加快推进。
 
四是完善新能源辅助服务市场机制。按照“谁受益、谁承担”的原则,建立健全电力市场相关的辅助服务分摊共同机制,同时配置储能的新能源项目、“水-火-风-光-储”一体化的项目也可以合理分摊辅助服务。
 
五是合理设计新能源考核分摊的机制。做好现货考核机制和两个细则考核机制之间有效衔接,避免重复考核。
 
六是允许新能源以聚合商的形式参与市场。成立新能源聚合商,以类似于售电公司代理用户的方式参与区域内市场交易。
 
在完善新能源参与市场机制的同时,可以采取以下四项市场外措施保障新能源的消纳与发展。
 
一是彻底全面地落实消纳保障机制。一方面消纳保障机制通过消纳责任权重来进行强约束,激励本地可再生能源电力消纳水平提高。另一方面,可再生能源的消纳机制落实有利于增强受端省份消纳可再生能源的意愿,促进可再生能源电力的跨省跨区交易,实现可再生能源在更大范围内的合理优化配置。
 
二是以差价合约的模式来促进合理收入。存量新能源项目可以按照一定的比例与电网企业或用户签订差价合约,增量新能源项目与电网或用户签订多年期差价合约。
 
三是进一步发挥绿证的作用,探索建立绿色电力环境属性经济补偿机制。未来还要拓宽绿证的核发范围,现在只有新能源,下一步建议拓宽到水电和核电等其他清洁能源,同时应坚持“证电分离”价格机制,拓宽绿证交易渠道。
 
四是通过合理的机制设计让新能源也能参与碳市场获得清洁属性收入。建议在碳市场的顶层设计中将绿证的碳减排量作为重要的市场化手段加以考虑,推动建立绿证参与碳市场交易的相关机制和方法学。特别是要实现绿证碳减排绿色权益的国际互认,通过碳交易机构开展的绿证分销,也要做好绿证和碳市场渠道的有效衔接,提高市场主体对于绿证消纳和碳减排市场履约的便利性。
 
对于绿证交易,全行业需要进一步认识到其在消纳权重考核中的定位。首先,绿证是完成消纳责任权重考核的重要方式,要充分发挥其作用。其次,绿色资源的认购可以为完成年度消纳权重指标与对冲当地可再生能源消纳电量波动提供有益补充,同时能够有效缓解国内可再生能源出力富集区与负荷中心之间的不平衡。再次,在风电和光伏全面平价上网的背景下,绿证可以作为可再生能源发展的重要途径。如今,绿证交易已经具有0.02~0.05元/千瓦时的平均收益,这将为平价项目建设提供持续发展动力。最后,绿证是独立的可再生能源价值衡量的标准,也是我国绿色消费的唯一证明。绿证一旦实现国际认证和衔接,将对促进出口型企业消费绿电以及构建“双循环”新发展格局起到积极作用。
 
综合以上分析,对于新能源参与电力市场提出几点建议。一是尽快将水电、海上风电、分布式光伏、光热发电、生物质发电以及核电等加快纳入绿证核发范围。二是取消新能源补贴项目绿证与国家补贴强相关性,改由市场决定价格。三是进一步拓宽绿证交易渠道,可以通过各交易中心进行分销和建立,实现绿证和用户端直接建立更紧密的联系。四是建立“三位一体”的可再生能源消纳监测核算体系,包括物理电量的消纳、超额消纳量、绿证的消纳,实现与各交易机构之间的数据互通,市场主体消纳量的监测核算,交易中心数据的复核以及相关报表生产等。这将有助于建立“双碳”目标下市场主体的碳减排量和可再生能源消纳权重的统一协调机制。
 
本文刊载于《中国电力企业管理》2022年02期,作者系国家电力投资集团有限公司营销中心主任
 
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