中國儲能網(wǎng)訊：從南方區(qū)域看綠電發(fā)展前景
截至2021年底，南方區(qū)域風(fēng)電、光伏統(tǒng)調(diào)裝機容量為5580萬千瓦，占總裝機容量的14.1%，其中風(fēng)電裝機3080萬千瓦，光伏裝機2500萬千瓦。風(fēng)光發(fā)電總體利用率達到99.8%，基本實現(xiàn)全額消納。
從存量帶補貼項目來看，包括2020年底前核準(zhǔn)并網(wǎng)或競爭配置的帶補貼風(fēng)光項目，2021年參與市場化交易電量為196億千瓦時，市場化比例22%，其中云南195.8億千瓦時，廣東0.18億千瓦時。若維持放開比例不變，“十四五”期間每年市場規(guī)模為200億千瓦時。
從增量平價項目來看，“十四五”期間，南方五省區(qū)電源裝機總規(guī)模將達到6億千瓦，規(guī)劃新增風(fēng)電、光伏裝機1億千瓦以上。平價項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。
南方區(qū)域綠色電力將迎來快速發(fā)展，呈現(xiàn)以下特點：
一是預(yù)計“十四五”期間南方五省區(qū)電力需求增速高于全國平均水平，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，難以實現(xiàn)省內(nèi)平衡。
三是綠色電力外部成本將導(dǎo)致電價水平上升?！笆奈濉逼陂g配套建設(shè)抽水蓄能、電化學(xué)儲能等調(diào)節(jié)電源，加之海上風(fēng)電、氣電等高價電源電量占比增加，2025年五省區(qū)電源平均上網(wǎng)電價較2020年平均上漲近0.03元/千瓦時。
四是各省區(qū)制定了較為穩(wěn)健的綠色電力平價項目支持政策，均按照國家政策要求執(zhí)行上網(wǎng)指導(dǎo)電價，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，考慮跨省輸電價格之后對各省區(qū)指導(dǎo)價比較，海南綠電送廣東可實現(xiàn)發(fā)電溢價0.32分/千瓦時、廣西送廣東可實現(xiàn)發(fā)電溢價0.93分/千瓦時，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家市場主體成交綠色電力10.48億千瓦時，包括風(fēng)電3.16億千瓦時，光伏7.32億千瓦時，實現(xiàn)綠電交易的優(yōu)先組織、優(yōu)先執(zhí)行、優(yōu)先結(jié)算。從市場范圍看，本次綠電交易首次實現(xiàn)南方區(qū)域跨區(qū)跨省新能源“點對點”直接交易1.2億千瓦時；省內(nèi)9.21億千瓦時，其中廣東9.075億千瓦時，廣西0.064億千瓦時，云南0.07億千瓦時?；ヂ?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，存量項目因為核準(zhǔn)早、價格高、補貼高，缺乏意愿放棄補貼入市。第二，邊際成本低，與其他電源難以同臺交易。第三，發(fā)電不可控，中長期出力預(yù)測困難，與用電曲線難以匹配，一旦入市則面臨偏差考核風(fēng)險。第四，享受電網(wǎng)保障收購政策，享受財稅優(yōu)待，相比入市交易具有非常明顯的優(yōu)勢。上述原因?qū)е掳l(fā)電企業(yè)主動入市意愿并不強烈。此外，在目前供需形勢緊張的環(huán)境下，綠電價格的電能量價格主要沿用指導(dǎo)價格政策，環(huán)境屬性的溢價也不高，也削弱了發(fā)電企業(yè)交易積極性。綠電平價項目目前投產(chǎn)規(guī)模較小，已投產(chǎn)綠電項目放開參與市場交易的比例不高，也是制約綠電交易規(guī)模的主要原因。
二是現(xiàn)有市場體系對綠電交易的支持力度不夠。綠電進入省區(qū)和跨區(qū)跨省市場的市場準(zhǔn)入未充分放開，不同省區(qū)市場規(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)對大規(guī)模新能源并網(wǎng)導(dǎo)致的波動性和間歇性問題，西電東送潮流分布將發(fā)生方向性轉(zhuǎn)變，現(xiàn)有“網(wǎng)省兩級運作”市場模式需要改進?？缡^(qū)輸配電價核價方式以協(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)致電價偏離電源綜合成本，現(xiàn)有定價機制存在不適應(yīng)問題。市場中綠電比例提升后，邊際出清定價機制將頻繁產(chǎn)生地板價、尖峰價，會影響綠電項目投資決策，也難以實現(xiàn)高成本電源投資回收。
五是綠電外部成本對社會產(chǎn)生價格沖擊，需要穩(wěn)妥制定疏導(dǎo)機制。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)機制尚不完備，需要逐項明確外部成本的貢獻方和收益方，制定合理的分攤方式。
六是綠電消費尚未體現(xiàn)對碳排放“雙控”的貢獻。2021年12月召開的中央經(jīng)濟工作會上提出，新增可再生能源和原料用能不納入能源消費總量控制，創(chuàng)造條件盡早實現(xiàn)能耗“雙控”向碳排放總量和強度“雙控”轉(zhuǎn)變。目前，企業(yè)購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)綠電項目獲得減排量的CCER機制尚未重啟，消費綠電的節(jié)能減排效益沒有獲得認可。
七是我國存量項目綠證的國際認可度不高。存量項目在入市交易時并未取消電網(wǎng)保障收購政策，導(dǎo)致RE100（企業(yè)100%使用可再生能源電力）難以認定綠電環(huán)境屬性屬于消費者；“保障收購”等同于計劃電，未產(chǎn)生減碳增量效益。這說明我國可再生能源保障收購政策與國際綠證的認證標(biāo)準(zhǔn)存在一定的不對應(yīng)，影響了存量綠證的國際認可度。目前僅增量平價綠證比較符合RE100標(biāo)準(zhǔn)。
完善綠色電力市場機制的思考
一是市場主體區(qū)分存量和增量，存量項目基數(shù)電量作為優(yōu)先發(fā)電保障收購，增量項目有序放開進入市場。存量帶補貼項目的市場化電量按照現(xiàn)有各省區(qū)交易規(guī)則執(zhí)行，通過市場化交易形成電能量價格，不影響補貼執(zhí)行。現(xiàn)有存量項目基數(shù)電量約594億千瓦時繼續(xù)維持電網(wǎng)保障收購，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。增量平價項目執(zhí)行《南方區(qū)域綠色電力交易規(guī)則》，并根據(jù)本方案提出的市場發(fā)展階段開展市場融合。存量帶補貼項目承諾放棄、延后補貼，或補貼執(zhí)行完畢，可以按照增量平價項目的方式入市交易。
二是建立促進消納的更大范圍市場機制，在省區(qū)市場充分消納的基礎(chǔ)上，區(qū)域市場作為兜底措施開展統(tǒng)一平衡，按照“統(tǒng)一市場、統(tǒng)一規(guī)則、統(tǒng)一組織、統(tǒng)一認證”的方式開展頂層設(shè)計。
區(qū)域市場注重加大省間新能源調(diào)劑力度、拓寬臨時消納渠道。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)域市場自由流動、自主交易、優(yōu)化配置。其次，綠色電力也具有波動性和間歇性，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。“十四五”期間總體來看，新能源仍以省內(nèi)消納為主，跨省區(qū)臨時送受電為補充。
新能源的波動性、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)部確無消納手段時再組織跨省區(qū)臨時消納措施。以各省區(qū)內(nèi)的多能互補打捆交易、發(fā)電權(quán)交易、調(diào)峰市場、容量補償、儲能及抽蓄交易等調(diào)節(jié)性市場機制為主。以跨區(qū)跨省的多日電能量、現(xiàn)貨交易、發(fā)電權(quán)交易、抽蓄購電交易和調(diào)頻市場作為重要調(diào)節(jié)手段和兜底措施。
在現(xiàn)貨試點地區(qū)，或區(qū)域現(xiàn)貨運作后，綠色電力出力預(yù)測作為市場邊界，或以報量不報價方式優(yōu)先出清，適時轉(zhuǎn)為“報量報價”參與交易。
三是按照權(quán)責(zé)對等、控制風(fēng)險的原則，綠電分兩階段穩(wěn)步進入市場。
第一階段。綠電按照原核定電網(wǎng)收購價格參與長周期交易，市場化比例較小，以基數(shù)電量兜底執(zhí)行偏差，采用長周期結(jié)算或分時均價結(jié)算，較為穩(wěn)妥地處理發(fā)電偏差風(fēng)險，同時也無法獲得與煤電等同的電能量價格。
第二階段。當(dāng)綠電進入市場比例不斷擴大，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交易體現(xiàn)價值和貢獻，需要引導(dǎo)用電側(cè)依據(jù)峰谷價格信號主動消納新能源時，應(yīng)進入市場第二階段。在第二階段，綠電市場化比例進一步擴大，交易價格可以與煤電價格趨同，在電力供應(yīng)緊張時獲得更高的溢價，更好地反映供需形勢的變化。綠電參與分時交易、分時偏差結(jié)算，在現(xiàn)貨試點地區(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)分攤費用。
四是執(zhí)行全國統(tǒng)一的綠證管理制度，推進綠色電力生產(chǎn)、交易、消費、結(jié)算等全生命周期的追蹤溯源。南方區(qū)域設(shè)計“證隨電走”“證電分離”兩種綠證管理模式，由市場主體自主選擇。
加快建設(shè)綠電交易配套市場機制
為了更好地促進綠色電力與各類型電源的利益協(xié)調(diào)，促進多能互補，建立以下四類配套市場機制刻不容緩。一是未來多類型電源共同進入?yún)^(qū)域市場場景下，基于燃煤基準(zhǔn)價或主力電源價格，采用“同臺交易、差額補貼”“設(shè)定配比、打捆交易”兩種方式開展多成本電源同臺交易。二是各省區(qū)以煤電盈虧平衡作為啟動條件，基于“固定成本+合理收益”方式制定補償標(biāo)準(zhǔn)。三是分時電價。結(jié)合綠色電力發(fā)電消納情況，動態(tài)劃分峰、平、谷時段開展分時交易。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、谷時段。四是輔助服務(wù)市場。建設(shè)覆蓋跨省區(qū)備用市場，通過市場引導(dǎo)備用容量緊缺省區(qū)向富余省區(qū)購買備用容量。設(shè)置廣東廣西海南、云南兩個調(diào)頻區(qū)，實現(xiàn)調(diào)頻資源更大范圍優(yōu)化配置，提升省間互濟頻率調(diào)節(jié)能力。建設(shè)省內(nèi)、跨省區(qū)調(diào)峰輔助服務(wù)機制。積極試點綠色電力富裕省區(qū)的調(diào)峰市場建設(shè)，未來將跨省區(qū)調(diào)峰機制融入南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場。
相關(guān)政策建議
一是堅持市場化改革方向，以消納責(zé)任權(quán)重考核促進綠電市場化規(guī)模有序放開?，F(xiàn)階段，消納責(zé)任權(quán)重是促進綠電需求規(guī)模持續(xù)增長、落實綠電消費責(zé)任到終端用戶的重要抓手，有必要層層分解落實各省區(qū)、售電公司、大用戶、零售用戶的消納責(zé)任，為市場主體建立消納量賬戶，持續(xù)加強考核力度。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)送受電意向下達兩省區(qū)總消納權(quán)重指標(biāo)（如對廣東、廣西下達兩省區(qū)合計的非水消納責(zé)任權(quán)重指標(biāo)），鼓勵送受省區(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，為全國統(tǒng)一市場建設(shè)探索經(jīng)驗。在南方區(qū)域市場內(nèi)部持續(xù)構(gòu)建完善規(guī)劃、交易、執(zhí)行多維度市場體系，體現(xiàn)綠色電力全生命周期價值。區(qū)域市場建立多能互補“蓄水池”，實現(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、全國認證，綠證統(tǒng)一核發(fā)認證，綠色電力交易統(tǒng)一組織。
三是通過能耗“雙控”考核促進綠色電力交易。將跨省區(qū)交易、消費綠色電力與能耗“雙控”掛鉤，根據(jù)外購綠色電力電量規(guī)模同步降低購電省區(qū)、購電主體的能耗“雙控”考核要求?？梢詫Ω吆哪芷髽I(yè)制定綠色電力采購配比的要求，對未完成綠色電力交易配比的高耗能企業(yè)進行罰款、限電、關(guān)停等處罰。以上措施可同步推進從能耗“雙控”向碳排放“雙控”轉(zhuǎn)型。
四是加快建設(shè)電碳市場銜接。建議國家有關(guān)部門協(xié)調(diào)電力市場、碳交易市場、用能權(quán)市場的有效銜接。從全國碳市場重點行業(yè)企業(yè)入手，利用綠電交易溯源的精確性、完整性優(yōu)勢，按照控排企業(yè)購綠電情況精確核算其電力消費的碳排放，或者消費綠電可以獲得相應(yīng)的自愿減排量。通過信息披露、嚴格考核等措施，促進綠電環(huán)境溢價與碳配額價格趨同，暢通不同市場間的價格信號傳導(dǎo)，構(gòu)建電力交易價格、碳交易價格聯(lián)動機制。
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)電價政策計入輸配電價由全社會共同分攤。電網(wǎng)側(cè)網(wǎng)架建設(shè)成本計入輸配電價由全社會共同分攤。輔助服務(wù)成本由綠色電力電源分攤，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共同分攤。
六是加強與國際綠色用能認證標(biāo)準(zhǔn)對接。建議國家部委牽頭，加強與RE100等國際組織對接，推動我國綠證納入RE100認可范圍，幫助平價綠電消費者獲得綠色用能國際認證。一是明確帶補貼存量項目綠證與增量平價綠證的環(huán)境屬性均由用戶獲得。二是闡述我國電力市場和綠證相關(guān)機制對RE100技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)的符合性，建立我國綠色認證體系與國際的有效接軌。三是做好我國保障性收購等政策與美國RPS政策的對比，梳理RE100認可的可再生能源來源方式，加強與RE100的溝通，增進了解與互信。
本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2021年04期，作者單位：廣州電力交易中心有限責(zé)任公司
