2020年的可再生能源电力市场化采购怎么做?

　　2019年5月10日，国家发改委、国家能源局联合发布《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》(以下简称通知)，标志着我国强制性可再生能源消纳机制的正式建立。通知明确，自2020年1月1日起，全面进行监测评价和正式考核。

　　步入2020年，自中发〔2015〕9号文《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》发布至今已近五年，随着电力体制改革的逐步深入与有序推进，发用电计划不断放开。同时，市场交易机制日趋完善、市场价格机制逐步理顺，“基准价+上下浮动”的市场化价格机制启动，跨省区特高压线路输电价格、区域电网输电价格以及全国各省(市)输配电价完成核定并进入第二周期核价，这都为市场主体实现多样化电力采购建立了平台基础。

　　由于我国电力市场仍然处于非市场化与市场化并行的“双轨制”阶段，非市场化用户由电网企业承担消纳责任，而市场化用户需要自主承担或委托售电企业为其承担消纳责任。在市场化比重日益扩大的当下，如何购买可再生能源电力正在成为每一个市场化电力消费主体或委托代理主体需要面对的问题。

　　我国可再生能源消纳现状

　　整体来看，2019年全国用电量超过72200千瓦时，可再生能源电量占总发电量比重超过27%，已实现了《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》提出的“非化石能源占一次能源消费比重达到15%”的要求。具体到省市，依据国家能源局发布的《2018年度全国可再生能源电力发展监测评价报告》，全国各省市自治区2018年度可再生能源消纳量与最低消纳责任的比较如图1、图2所示(京津冀作为统一考核主体，西藏暂不做考核)。

　　

 

　　图1 2018年可再生能源消纳量与最低消纳责任

　　

 

　　图2 2018年非水可再生能源消纳量与最低消纳责任

　　可以看出，在分别考察可再生能源消纳和非水可再生能源消纳的情况下，大部分省份都能分别满足要求，但也有小部分省份仅能达到单一消纳责任的考核标准。同时，出现了部分可再生能源大省没有实现最低消纳责任的情况。除考虑各省差异化的电源构成和电网联络架构外，电力跨区外送以及本区域内电力消费增长也是主要原因。

　　以山东省和内蒙古为例。

　　据国家统计局数据，山东省2017年和2018年全省电量平衡构成如图3所示。分析发现，山东电源结构以火力发电为主，可再生能源占比较低。除与华北网依靠省间联络线相连，山东还是多条特高压线路的受端，如图4所示。2018年，山东全社会用电量增速达到8.96%，净外受电量同比增长22%，域内可再生能源发电量比例增速达到39%，可再生能源电力消纳583.6亿千瓦时，其中域外可再生能源购买量超过90亿千瓦时。可见，除进一步发掘本省可再生资源禀赋外，履行可再生能源消纳责任仍需要可再生能源大省的外送支持。

　　据国家统计局数据，内蒙古2017年和2018年全省电量平衡构成如图5所示。分析发现，内蒙古电源结构以火力发电为主，电力外送量占总发电量比重超过30%。2018年，内蒙古全社会用电量增速达到15.95%，净外送电量同比降低8%，可再生能源电力增速达到17%。但是内蒙古非水可再生消纳量并没有达到要求。可见，随着产业转移的加速和西部地区终端用能电气化率的提高，廉价电力为本省经济社会发展服务，特别是优质可再生资源电力服务本省的诉求正在凸显，这在可再生能源消纳责任机制启动后将愈加明显。

　　

 

　　图3 山东省全省电量平衡构成

　　

 

　　图4 山东特高压线路连接示意图

　　

 

　　图5 内蒙古全省电量平衡构成

　　市场化主体采购可再生能源的现状

　　通知中明确规定，“承担消纳责任的第一类市场主体为各类直接向电力用户供/售电的电网企业、独立售电公司、拥有配电网运营权的售电公司(简称“配售电公司”，包括增量配电项目公司);第二类市场主体为通过电力批发市场购电的电力用户和拥有自备电厂的企业”。根据中发9号文的有关规定，市场化电力用户适用于除电网企业以外的所有市场主体。

　　近年来，随着分布式发电技术的发展以及相关政策的支持，电力用户自主安装或由售电企业代为安装分布式发电设备的解决方案愈发普及。以东部某典型大型商业综合体为例，年均用电量水平在2000万千瓦时，参与电力市场化交易。受限于地理位置与空间布局，通常选择装设分布式光伏设备，且装机容量一般在1-2MWp，年均发电量约在130-260万千瓦时，则其平均可再生能源消纳比例为6.5%-13%。对于大部分东部区域而言，该类主体可以自主完成消纳责任甚至向其他市场主体销售超额消纳量。

　　可是，受限于多方面的物理约束或经济因素，更多的市场主体并不能通过安装自发自用分布式发电设备来完成消纳责任。随着发用电计划的进一步放开，特别是经营性用电全面进入市场交易，参与市场化交易的主体原则上无法要求电网企业来承担可再生能源消纳责任，自行通过电力市场购买可再生能源电力或委托售电企业承担仍然是完成责任的主要方式。然而，各省的电源构成和网架结构致使实施的市场交易政策不尽相同，市场化主体购买可再生能源的意愿存在差异化的落实形式。

　　以山西省和四川省为例：

　　作为传统外送和煤电大省，近年来随着电源结构的持续转型，可再生能源发电比例逐年增加，如图6所示。自2019年起，山西电力交易中允许参与市场化交易的用户或售电公司选择与可再生能源企业直接签署中长期采购协议，对于可能的欠发部分由可再生能源企业进行合同转让交易予以实现。

　　

 

　　图6 山西2017、2018、2019年发电量占比

　　作为水电大省，近年来以保证火电作为系统备用容量以及枯水期主力电源为前提，通过不断完善交易规则，在不断降低弃水率的基础上，实现区内多品类电源的协同发展，如图7。针对售电侧，采取市场化用户交易电量的70%与水电企业进行市场化交易，交易电量的30%由交易中心统一配比火电电量。同时，对于有诉求的电力用户和售电企业，允许将配给火电电量与非水可再生能源进行转让，转让比重为35%，从而满足部分用户“100%RE”的诉求。

 

 

　　图7 四川2017、2018、2019年发电量占比

　　然而，在多数电力交易市场中，特别是如广东、江苏、浙江等一类用电负荷较高的省份和区域，受限于火电占比较高、电力供需造成的省间跨区通道紧张以及电力系统安全运行等多因素约束，尽管能源主管部门已出台相关支持可再生能源电力交易的政策，但从实施层面，无论是分布式“隔墙售电”还是集中式直接交易，售电公司或电力大用户通过市场化交易直接采购可再生能源电力依然存在困难，可再生能源消纳仍然以电网公司的“网对网”采购交易来实现。

　　2017年1月国家发改委、财政部、能源局三部委联合发布了《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知(发改能源[2017]132号)》，标志着我国绿色电力证书制度正式试行。通过购买绿色证书建立唯一、可追溯的可再生能源购买凭证也是电力用户的一个主要形式。中国绿色电力证书交易平台显示，截止2020年2月13日，已有2170名认购者自愿购买了36439个绿色证书。在强制性可再生能源消纳机制建立的当下，绿色电力购买的诉求将会进一步增加。

　　尽管建立了明确的可再生能源购买凭证，仍应看到绿色证书是一种建立在我国电价体系外的补充手段，其设立的宗旨既包含促进可再生能源行业的健康发展，也是为了调整现行新能源电价体制的不适应性。目前，业界对于购买绿色证书履行消纳责任存在两个争论的焦点：

　　(一) 现有电价体系中已固定征收了可再生能源基金附加，再次购买绿色证书完成消纳责任可能造成终端用户成本增加。

　　(二) 绿色证书的生成机制是依靠已结算的可再生能源电站上网电量，即已完成消纳电量。如果购买的绿色证书可用于履行消纳责任，可能存在消纳量的重复计量。

　　市场化主体履行消纳责任的途径

　　针对2020年面临的可再生能源消纳责任，实施路径应从以下四个方面考虑：

　　(一)采购可再生电力的成本

　　可再生能源电力市场化采购并不仅仅是一个结算关系的改变。我国电力市场建设初期以中长期起步，其中长期合约并不约定严格意义的时标信号与电力负荷曲线，采购可再生电力仅需考虑发电侧报价以及中间输配费用即可。随着市场逐步成熟，特别是现货试点省份完成试运行和发改运行[2019]1982号对中长期合约进行规范化管理，无法按照约定的时标、电力交付电力将意味着违约，面临经济性惩罚。

　　近年来可再生能源技术快速发展，同时辅助以电化学储能等技术，可再生能源机组功率预测水平和机组灵活性大幅提高。但是从各区域辅助服务费用占比情况来看，可再生能源机组支付的比例逐步提高，个别地区甚至达到了100元/兆瓦时。国家能源局关于《电力中长期交易基本规则(暂行)》的征求意见稿中明确提出，市场化用户价格包含了辅助服务价格。可以预见，可再生能源电力采购将不再是一个单纯的电量指标交易，而违约所产生的相关成本必然由终端用户予以直接承担。

　　(二)电网企业的组织

　　目前，我国电力市场仍然是按照“双轨制”运行，交易周期主要为中长期年度、月度交易，现货市场仍局限于部分省份的试运行。可再生能源电力交易除个别区域外，仍以电网企业全额收购。分析全国主要电力市场2020年的电力市场化交易方案，并未针对可再生能源电力交易做出专门的调整。因此，在大部分省份2020年度交易已完成的前提下，目前年度合约如何与可再生履约责任配合实施难以脱离电网企业的协同。

　　按照通知的规定，“电网企业承担经营区消纳责任权重实施的组织责任”。建议针对条件成熟的区域，根据消纳责任机制的有关要求，调整相关交易规则，允许或进一步放开市场化电力用户与域内或域外可再生能源机组开展直接交易;针对条件尚不成熟的区域，建议采取电网企业统一代理全网用户向区域内或区域外的可再生能源机组采购电力，并按照用电规模等比例分配完成。

　　(三)分布式可再生电力交易的推进

　　可再生能源的发电特性决定了就近消纳从经济性以及对电网安全性影响上看均优于大规模长距离输运。发改能源[2017]1901号文、发改办能源[2019]594号的发布，标志着分布式可再生能源市场化交易正式启动，相关省份也陆续出台了配套政策。目前相关政策仅明确了交易体系的整体框架结构，对如电网备用成本如何收取、分布式可再生电源波动性成本如何量化、与传统市场化交易如何衔接等问题依然没有明确。应尽快以试点为依托，出台相关政策措施，进一步理顺交易和价格机制，逐步在全国电力市场中推开。

　　(四)超额消纳交易量和绿证的交易

　　超额消纳量和绿色证书的交易机制是可再生能源消纳责任体系中的重要组成部分，其为受物理约束的主体完成强制性消纳责任提供了补救措施。目前的通知仅仅建立了一个基本的框架体系，并没有出台具体的交易细则。特别对于绿证交易来说，现行政策并不允许二次转让且与补贴强关联，市场主体交易意愿受到较大影响，应有序推进相关交易制度的建设，避免价格大幅波动，防止可再生能源企业收益大幅降低或市场责任主体用电成本大幅增加。　(作者供职于北京融和晟源售电有限公司)