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西北地区绿色电力交易实践与思考

作者:李强等 来源:中国电力企业管理 发布时间:2022-05-16 浏览:

中国储能网讯:绿色电力交易特指以绿色电力产品为标的物的电力中长期交易,是电力中长期市场体系中的全新交易品种。开展绿色电力交易是为了将新能源的电能价值和环境价值打包进行交易,以实现新能源“证电合一”的市场化交易模式,满足发电企业、售电企业、电力用户等市场主体出售、购买、消费绿色电力的需求,引导全社会形成主动消费绿色电力的共识,激发供需两侧潜力,推动绿色能源发展。

为落实党中央、国务院关于碳达峰、碳中和的战略部署,加快构建以新能源为主体的新型电力系统,我国大力推进以沙漠、戈壁、荒漠为重点的大型风电、光伏基地建设。预计到2022年末,西北电网将成为国家电网经营区首个新能源装机为第一大电源的区域电网,新能源装机将达到1.84亿千瓦,占总装机容量的47%。西北电网作为跨区外送的主力军之一,新能源装机容量、上网电量占比及外送电量逐年提高。为促进新能源良性发展、推动电力消费结构优化、支撑新型电力系统建设,还需加快推进绿色电力交易市场建设、完善绿色电力交易制度。本文梳理西北地区绿色电力交易现状,分析绿色电力交易存在的问题,并对完善和推广绿色电力交易提出相关建议。

绿色电力交易开展情况

按照国家发展改革委、国家能源局关于《绿色电力交易试点工作方案的复函》(以下简称《复函》)要求,国家电网有限公司组织北京电力交易中心制定建立绿色电力交易市场机制,并于2021年9月7日启动了绿色电力试点交易,在全社会形成了良好的示范效应,有效传播了绿色低碳理念。为积极落实绿色电力交易,西北各省区在试点工作方案的基本原则之下,研究并出台了省(区)内绿色电力交易相关政策和交易规则。甘肃省在《2022年省内电力中长期交易实施细则》中明确,设立独立的绿色电力交易品种,有绿色电力需求的用户直接与发电企业开展交易,优先组织、优先安排、优先执行、优先结算;宁夏回族自治区发展改革委于2022年2月印发《关于调整2022年电力直接交易相关事项的通知》,明确试点开展绿色电力交易,并规范绿色电力交易准入主体、交易组织、电费结算等相关事宜。

2022年一季度,西北相关省(区)通过统一交易平台探索开展了省间及省内绿色电力交易,形成了实践经验。

省间绿色电力交易情况

2022年一季度,西北电网通过北京电力交易平台开展省间绿色电力交易2.14亿千瓦时,根据北京电力交易平台发布的结果:甘肃省送出0.27亿千瓦时、青海省送出0.29亿千瓦时、宁夏回族自治区送出1.59亿千瓦时。按电源类型统计,光伏企业送出1.94亿千瓦时,占比近91%;风电企业送出0.20亿千瓦时,占比9%。按落地省统计,西北电网送出的绿色电力全部由华东地区购入,其中浙江省购入2.16亿千瓦时,上海市购入0.88亿千瓦时。

省内绿色电力交易情况

2022年一季度,宁夏回族自治区完成省内绿色电力交易2.71亿千瓦时,成交均价高于燃煤火电基准价93.14元/千瓦时;陕西省完成省内绿色电力交易0.02亿千瓦时,成交均价高于燃煤火电基准价30.00元/兆瓦时。

通过探索实践总结发现,西北地区一季度省间省内绿色电力交易整体呈现以下两个特点:一是绿电交易溢价较高;二是成交电量总体偏少。反映出绿色电力交易面临的问题。

绿色电力交易存在的问题

新能源的绿色价值未充分体现

开展绿色电力交易的初衷是为了体现新能源的绿色价值。但当下电力用户参与绿色电力交易的主要动力源自于政府引导与价格信号,导致2022年一季度省间省内绿色电力交易成交量总体偏少。

从西北电网完成的2022年一季度省间绿色电力交易情况来看,绝大部分成交量源自于政府引导。造成这一现象的主要原因是,在税收、碳市场、金融市场等其他相关领域,促进电力用户消费绿色能源的配套政策和整体设计还有所欠缺,导致电力用户对新能源绿色价值的关注度不高。经与华东地区部分参与绿色电力交易的出口型电力用户了解,用户参与绿色电力交易后,较高的溢价无形之中为企业增加了经营成本,但是在减免关税等方面尚未有明确的政策支持,或者政策力度不够,导致用户参与绿色电力交易的积极性大打折扣。已参与绿色电力交易的用户,大部分也只是为了提升企业的知名度,履行推动低碳转型的社会责任,并非以获取新能源的绿色价值为出发点参与交易。

从省内绿色电力交易情况来看,电力用户对绿色电力成交价格的关注度远高于新能源的绿色价值。以宁夏回族自治区为例:参与交易的电力用户均为高耗能用户,非高耗能用户没有参与交易。究其原因是按照1439号文件相关要求,宁夏火电与高耗能用户交易价格较燃煤基准电价上浮接近50%,而绿色电力的成交价格略低于火电的成交价格,因此高耗能用户参与绿色电力交易可带来更高的经济效益;而对于非高耗能用户而言,绿色电力的成交价格要高于火电的成交价格,就导致非高耗能用户参与绿色电力交易的意愿较低。

参与绿色电力交易的新能源规模受限

根据相关政策要求,绿色电力交易优先组织“无补贴的新能源”电量参与交易,已纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内的新能源作为补充。“带补贴的新能源”电量参与绿色电力交易时,交易电量不计入其合理利用小时数,不领取补贴。因此,在更多地以价格信号为导向的绿色电力交易市场中,参与绿色电力交易的新能源发电企业主要以平价项目为主,以及少量的补贴较低的竞价项目;而“带补贴的新能源”参与绿色电力交易的溢价空间有限,降低了其参与绿色电力交易的积极性,导致参与绿色电力交易的新能源规模有限。

绿色能源消费激励政策未能有效贯通

2019年5月,国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》,明确各省级行政区域设定可再生能源电力消纳责任权重,售电企业和电力用户协同承担消纳责任。但是,大多数省份可再生能源消纳责任权重指标还停留在省(区)级总量完成层面,暂未细化各电力用户需履行可再生能源消纳责任权重的具体配额,也暂未明确用于各电力用户未完成可再生能源消纳责任权重时的考核标准,导致电力用户完成可再生能源消纳责任权重、参与绿色电力交易的积极性不强。

促进绿色电力交易的相关建议

鉴于以上问题,为引导全社会形成绿色电力消费共识,还需通过健全新能源参与市场机制、完善电力市场价格体系、完善绿色电力消费激励政策、贯彻落实新能源平价上网政策、建立绿色电力交易与碳市场的衔接机制等措施,多管齐下、多措并举,鼓励新能源企业及电力用户主动参与绿色电力交易:

健全新能源参与市场机制

2021年11月,中央深改委第22次会议指出,有序推动新能源参与市场交易,发挥电力市场对能源清洁低碳转型的支撑作用。2022年1月,国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》,明确到2025年,全国统一电力市场体系初步建成,跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高,有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。

西北五省(区)的新能源装机占比普遍较高,新能源市场化电量占新能源上网电量比重较大。西北各省(区)应继续加强新能源参与绿色电力交易的市场机制研究,推动中长期市场逐步实现连续运营,逐步建立适合新能源的分时段、带曲线交易,实现新能源绿色电力交易等交易品种由电量向电力转变。同时,建立高比例新能源情景下反映电力供需时段特征的分时价格信号,持续拉大峰谷价差,切实发挥市场作用,引导新能源企业参与绿色电力交易。

完善电力市场价格体系

随着中长期市场建设不断推进、现货市场建设全面启动,火电、新能源、水电等不同成本电源全部参与交易。不同电源类型可以参与不同交易品种,如新能源企业可以参加省间外送交易、省内电力直接交易、自备替代交易、绿色电力交易等,各交易品种间市场空间和交易价格相互耦合、互相影响。同时,按照1439号文件要求,电力用户又需分为高耗能用户和非高耗能用户,用户侧的价格亦呈现多样性特征。因此,应当认真分析各类型电源发电成本,加快完善市场价格体系,合理应用分电源、分用户类别的分场交易,适时推动同台交易,全面反映新能源电能量和绿色价值。

完善绿色电力消费激励政策

为提高电力用户参与绿色电力交易的积极性,国家和地方政府还应出台更加完备的绿色电力消费激励政策体系,明确电力用户参与绿色电力交易的电量不纳入电力用户能耗消费总量,鼓励用户主动参与绿色电力交易,加快我国能源消费绿色低碳转型。

贯彻落实新能源平价上网政策

2019年1月国家发展改革委、国家能源局印发《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》,标志着风电、光伏正式进入无补贴平价上网时代。2021年6月国家发展改革委印发《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》,明确2021年起对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目,中央财政不再补贴,实行平价上网,同时明确新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价。为逐步扩大参与绿色电力交易的新能源规模,应加快推进平价新能源项目投资建设,引导新建新能源参与市场化交易,鼓励“带补贴的新能源”参与绿色电力交易,更好地体现光伏发电、风电的绿色电力价值。

建立绿色电力交易与碳市场的衔接机制

2021年7月,全国碳市场正式启动。碳交易市场中的参与者主要为控排企业,而新能源企业可通过开发和出售碳减排资产(CCER)参与其中,因此绿色电力交易与碳市场具有共同的市场主体。为促进电力用户能源消费结构优化,助力新能源行业健康有序发展,应加快建立绿色电力交易与碳市场的有效衔接机制,通过市场化手段,引导电力用户购买可追溯、可评估、可认证的绿色电力产品,在碳排放履约中核减相应的碳排放量,降低电力用户在碳市场的履约成本,从而鼓励各行各业消费绿色电力,形成良性的绿色能源消费循环经济体系。(文章仅代表作者本人观点)

本文刊载于《中国电力企业管理》2021年04期,作者李强供职于宁夏电力交易中心有限公司,作者刘瑞丰、刘静供职于国家电网有限公司西北分部,作者魏博远供职于华能铜川照金煤电有限公司

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关键字:电力交易

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