绿电交易机制及绿电消纳保障市场机制.docx
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1、绿电交易机制及绿电消纳保障市场机制目录目录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31.1 美国绿电交易31.1.1 市场分类与参与方式31.1.2 适用经验总结41.2 欧洲绿电交易61.2.1 市场分类与参与方式61.2.2 适用经验总结121.3 我国绿电交易实施现状131.3.1 我国电力体制改革进展141.3.2 我国绿色电力交易实践171.3.3 我国绿色电力交易机制201.3.4 绿电交易成交电量及价格241.3.5 绿色电力消费凭证核发251.3.6 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292.1 市场组织方
2、式及发电交易单元参与市场模式292.1.1 市场组织方式292.1.2 发电交易单元参与市场模式302.2 市场机制设计的原则与流程302.2.1 机制设计的原则302.2.2 市场机制的流程302.3 保障性消纳的现货市场出清模型322.3.1 考虑梯级水电竞价的现货市场出清模型332.3.2 可再生能源保障性消纳出清修正模型362.3.3 激励相容的结算机制372.4 仿真分析382.4.1 基础数据382.4.2 可再生能源消纳情况402.4.3 电价与结算情况412.5 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433.1 绿色电力参与市场的重点考虑433.1.1 清洁能
3、源参与市场的重点任务433.1.2 市场化机制的实施方式443.2 绿电交易与电力市场及绿证市场衔接问题463.2.1 绿电交易面临的关键问题463.2.2 促进绿电交易的政策建议473.3 完善绿色电力交易机制的相关建议493.3.1 当前绿电交易机制中存在的主要问题493.3.2 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
4、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1.1220202060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1.16Ge)机制23图L17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
5、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-IaJL-1-刖百全面推动碳达峰、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
6、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
7、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隙收购的绿色电力。研究目的:鉴于绿
8、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
9、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
10、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睑及我国实施现状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,
11、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(ReneWabIePortfolioStandard,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(Rene
12、wableEnergyCertificates,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(UtiIitygreenpricing)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
13、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)0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
14、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
15、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
16、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。持续构建日前市场和实时市场
17、,并允许发电企业与大用户通过中长期双边交易锁定发电收益。风电等清洁能源企业与其他常规火电基本采用同样的方式参与市场。在中部电力市场、德州电力市场、加州电力市场、PJM电力市场以及纽约电力市场中,可再生能源发电企业均直接参与日前和实时市场交易,同时申报发电量与发电价格,并以市场的统一出清价格或所在节点的节点电价结算发电量。对于风电等清洁能源的功率预测误差所造成的不平衡量,设置相应的惩罚机制。在纽约电力市场中,风电还允许参与年前组织的容量市场,并按照其峰荷时段的平均可用容量获取相应的容量费用。研究表明,风电在负荷峰时段的可用率大致为10-30%o由于可再生能源并网可能对电网运行的调峰、调频等辅助服
18、务需求造成增量成本,部分区域市场正在探索向清洁能源发电企业分摊全部或部分增加成本的机制。丰富辅助服务交易品种。可再生能源的发展是美国能源安全政策的重要组成部分,可再生能源发电的消纳也是各电力市场努力解决的重要问题之一。为了支持可再生能源消纳,美国辅助服务市场除了传统的调频、备用等品种以外,还创新引入了爬坡类产品,促进系统灵活性提升。加州ISO增加了爬坡能力的市场,保证获取足够的调节能力来应对可再生能源发电的波动;各ISO/RTO都采取了调频性能的补偿机制,鼓励调频资源积极跟踪系统控制信号等。另外,FERC也制定了支持新的电力技术应用的法令,比如允许分布式电源、储能、需求响应等资源参与容量市场、
19、调频市场。鼓励新兴市场主体参与市场。美国大力推动储能、需求侧响应等主体参与电力市场,要求各市场完善相关市场规则。建议我国研究建立需求侧资源、虚拟电厂、储能等新兴主体参与电力市场交易的机制,有效激发市场主体活力,以市场手段促进源网荷储良好互动,保障电网实时供需平衡,提高系统运行的灵活性。构建容量成本回收机制。随着清洁能源的高比例接入,火电在电力系统中的作用由提供电量逐渐转变为提供电力。容量市场优化是美国近年来电力市场的焦点问题,各市场均对其容量市场交易机制进行了改进,确保传统能源机组与可再生能源机组能够公平竞争;或者可通过抬高能量市场允许竞标价格,确保常规电源利益,德州市场是单一能量市场,为解决
20、大规模清洁能源发电对电量市场价格的影响,其主要做法包括: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。建议我国研究建立容量成本回收机制,用于激励常规火电投资建设,保障系统发电容量充裕度、调节能力和运行安全,促进清洁能源消纳。美国绿电自愿市场结构明确且灵活多样,多样化的绿电供应和采购渠道进一步扩大了绿电市场,满足了各种消费者的不同需求。美国企业自愿采购绿电的驱动力既来自其社会责任意识,也来自直接的经济利益。一方面,企业通过采购绿电逐步承担起节能减排和推动社会可持续发展的责任;另一方面,可再生能源成本大幅降低使得企业采购绿电实际支付的成本较采购其他电力增加有
21、限,并且长期购电协议等采购方式有助于企业在一定时期内锁定电力价格。因此,将绿电自愿采购与企业产品绿色认证、税收优惠等机制逐步挂钩,企业的环境意识和社会责任能得到更有力的体现,企业采购绿电的积极性也一定会得到加强。1.2 欧洲绿电交易可再生能源在欧洲发展迅速,2020年发电量占比已经近40%,这与欧洲对可再生能源的激励政策密不可分,其中2009年发布的可再生能源指令和欧盟的能源气候目标起到了很大的作用。1.2.1 市场分类与参与方式多年来,欧洲推行了多种支持机制和特定的政策,各国政府积极分享其实践经验并相互学习借鉴设计可再生能源的政策支持机制需要谨慎的权衡各方利益,一方面要确保项目开发商获得足够
22、合理的投资回报来收回成本,另一方面要保证支持资金的使用最具成本效益。欧洲最广泛使用的可再生能源支持机制主要有以下五种类型:上网电价(Frr)、溢价补贴(FIP)、差价合约(CfD)或FIP递减、具有配额义务的绿色证书(GO)和投资补助。除了这五种最常见的类型之外,欧洲还使用了其他支持工具,例如贷款担保、软贷款、税收优惠和净计量等。每种类型的支持机制,可通过行政程序或通过招标程序来设置支持级别。比如在绿色证书计划中,配额义务确定了总体目标,(可交易的)绿色证书用于监控合规性并促进贸易,并且还可以通过招标程序或并使用行政程序来组织公众支持。不同的支持类型会影响到可再生能源项目开发商在项目规划和运营
23、阶段以及招标过程中的行为。与美国REC类似的能源属性证书市场是欧洲的一大特点。欧洲绿色证书的正式名称为GUarameeSofOriginS(来源担保证书,以下简称GO),于2002年开始实施,所有欧盟成员国以及挪威、瑞士认可和实施Go制度。所有GO都要提供有关技术类别和发电项目信息等,可再生能源发电企业和电量购买企业、电力用户可进行双边交易(2017年前GO可在欧洲能源交易所市场进行开放交易,2017年开始只能在发电企业和买方之间进行双边交易),交易可跨境,可与电力销售相互独立。由于Go交易所受的限制较电力市场交易少,欧洲GO市场一体化程度高。操作方式上,欧盟通过2009/28/EC指令,要求
24、所有欧盟成员国必须建立国家GO登记处,建立了名为“欧洲能源证书系统(EECS)”的联合标准,并成立发行机构协会(AIB)负责管理。目前,20个欧洲国家符合EECS要求并使用AlB系统。通过各国国家登记处,可追踪每一个GO的发行、转让和撤回。如果电力消费者购买了GO,并作为交付或消费绿色电力的证明,则在证书登记处就相应取消GO,避免重复计算。Go有效期为自出具之日起12个月,即颁发的GO必须在12个月内交易或取消,否则证书过期,从系统中撤回。欧洲GO机制实际是绿色证书自愿市场,挪威、瑞典等国家同时建立了有配额义务的绿色证书强制市场,但与GO系统是相互独立的,且明确GO不能用在管控特定电力消费者的
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