绿电交易机制及绿电消纳保障市场机制-20230223-清华三峡气候与低碳中心-60页.pdf

}kO \PÒR¼-V /ú}kO]Š}5)B©{ BÑ5žR¼-V 8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（ physical PPA）。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（ Virtual PPA），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 第 1 章 绿电交易机制的国际经验及我国实施现状 4 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，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 第 1 章 绿电交易机制的国际经验及我国实施现状 5 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%。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、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 第 1 章 绿电交易机制的国际经验及我国实施现状 6 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（ FIT）、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 Guarantees of Origins（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 第 1 章 绿电交易机制的国际经验及我国实施现状 7 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 AIB 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配额机制上。 此外，已经获得固定电价（ FIT）或溢价（ FIP）政策的电量也被排除在 GO 机 制之外，如德国长期以来对可再生能源实施固定电价机制，有资格获得 GO 的可 再生能源电量仅为可再生能源总电量的 14%左右。 2019 年上半年德国可再生能源 电量在其全部电力生产量中占比达到 44%，如果德国用电企业或个人想要获得 100% 可再生能源电力， 可行方式之一是购买 GO。 鉴于上述原因，德国购买方所购的大部分 GO 都是从其他国家进口的。 GO 价 格由各可再生能源发电企业确定，近年来 GO 市场供大于求，价格水平较低，各 国之间 GO 价格差异也较大，如比利时带有 GO 的电价比无 GO 的电价高出 1-2 欧 分 /千瓦时，德国则为 0.5-0.8 欧分 /千瓦时，挪威则仅约 0.2-0.3 欧分 /千瓦时。从市 场量看， 2015 年欧洲交易的 GO 量达到 550 0 亿千瓦时，约占可再生能源发电总 量的一半，覆盖面较广泛。 在发展初期，可再生能源成本较高，直接参与电力市场没有价格竞争优势， 欧洲许多国家主 要采用固定电价机制，由配电网运营商以固定价收购可再生能源， 由输电网运营商统一纳入现货市场。 随着补贴机制不断演变，欧洲各国的可再生能源参与电力市场的程度越来越 高。因为边际成本很低几乎接近零，所以可再生能源在日前市场通常是最优先竞 价上网的电源。差价合约和溢价等补贴机制都鼓励可再生能源发电商直接参与电 力市场，利用其低边际成本的价格竞争优势，提高清洁能源消纳能力。 电力市场也不断发展，来更好的适应波动性较大的可再生能源发电量的逐渐 增加。除日前市场外，日内交易市场近年来逐渐活跃，交易产品种类也从拍卖和 小时合约扩展到 更细分的 15 分钟和 30 分钟交易，使得市场参与者能够在实时电 力平衡前最大限度的调整风电和光伏出力的预测误差。欧洲电力市场相对成熟， 中长期市场，现货市场和平衡市场协调配合，共同应对风电光伏波动性出力特性 对电力系统的冲击。同时欧洲高效互联电网链接统一电力市场，跨国输电发达， 实现了更大范围之内配置可再生能源。 第 1 章 绿电交易机制的国际经验及我国实施现状 8 随着越来越多的项目达到电网平价，政府补贴也逐渐降低，推动可再生能源 项目市场化，无补贴可再生能源购电协议 (Power purchase agreement, PPA)在欧洲越 来越受欢迎。也因为越来越多的公司提出 了碳中和承诺，加入 RE100 全球可再生 能源倡议 ,或者在法律上被强制要求公布其可再生能源在能耗或电耗中的占比，进 一步推动企业可再生能源 PPA 采购。 PPA 是一些欧洲能源市场中经常使用的合同协议形式，用来规定发电商与购 电方之间的电力销售条款。 PPA 通常是固定价格的长期购电协议，为买卖双方提 供了确定的电量和价格。对于可再生项目开发商而言， PPA 是获得有竞争力的项 目长期融资的重要因素。传统 PPA 是由可再生发电商和公用事业公司之间就发电 量采购达成的协议。然后，从公共补贴中寻求可再生价值的额外资金。而对于企 业可再生能源 PPA 采购，可再生能源发电量和绿色价值都将出售给企业买方。买 方有意通过购买绿色电力来改善其环境足迹。企业 PPA 为买方提供了其电力购买 来源的确定性，并避免了通过公用事业公司签订合同。 PPA 中约定的可预测收入 以及针对市场价格波动的保险条款是激励卖方的动力。企业可再生能源 PPA 采购 是在没有任何公共补贴的情况下达成的。 与美国类似，欧洲的 PPA的种类有很多，可以分为实体 PPA（ Sleeved or physical PPA） 和虚拟 PPA（ Synthetic or virtual PPA）。合同条款包括如合同 期、电量、 电价、绿证价格、交割期、交割点等，成为买卖双方电力购售和银行融资的基础。 实体 PPA 就是售电方和购电方直接签订，然后售电方再和电网公司沟通将电 力输送给给购电方，一般两者会在同一个市场区域，协议通常为 15 到 20 年，该 方法的劣势在于协议条目繁多冗杂。而虚拟 PPA 则是一种由企业和售电方签署的 金融差价合约，企业通过合约给定价格购电，售电方需要一份与电网公司签署的 一份独立的授权管理合同，通过此合同来获得即期付款。 图 1.1 实体 PPA：电厂运营商以参考价格交付电力 第 1 章 绿电交易机制的国际经验及我国实施现状 9 虚拟合同能够使得跨国企业可以签订风电 光伏 PPA 项目，比如德国企业采购 北欧国家或者西班牙的绿电，推动了 PPA 的快速发展，不用拘泥于本地发售用电。 这既借助于欧洲统一电力市场和丰富的电力金融产品，绿电来源证书（ Guarantee of Origin， GO）也起到了很大的作用。虚拟 PPA 合同机制下，售电和用电方不需要 位于同一电网甚至同一电力市场竞价区域，灵活性很高。波兰光伏电站 PPA 就是 虚拟合同。固定价格的虚拟 PPA 近似于差价合约。购电方支付固定价格给售电方 的风电场或光伏电站，收入则为电力现货市场价格以及绿证。 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 售电和用电方还可以同时参与电力市场，前者售电，后者从供电公司购电。 相比之下，实体 PPA 虽然也可以参用电力企业向购电方收取中介费用的方式，来 把售电侧的波动电价转为平滑的固定价格曲线，同时售电方提供绿证，但是灵活 性还是不如虚拟 PPA。 2013 年，欧洲只有 3 个国家开发了 PPA 项目， 2020 年增至 13 个。欧洲企业 PPA采购累计装机容量从 100MW上升到 2020年底的 11 GW， 145个项目中的 70% 为风电项目， 2020 年，共签署了创纪录的 51 份购电协议，包括 24 份风力发电协 议和 24 份太阳能发电协议。西班牙和德国的采购量遥遥领先，这大力推动了无补 贴的商业可再生能源项目的发展。 就发电量来说，光伏占 PPA 总发电量的 43%，约为 1.7GW，远远超过 2019 年的创纪录份额（ 29%）。太阳能 PPA 主要集中在西班牙，签署量超过 1GW，其 次是德国和法国。 就装机容量来说，风力发电装机在已发布的 PPA公告中继续领先，超过了 2GW （ 52%），剩余的 PPA 容量来自水电、风能和光伏项目。 截至 2021 年 7 月，欧洲已通过公司电力采购协议（ PPA）签订了总计 15.5 千 兆瓦的可再生能源合同。其中，公司承购商的合 同容量比 2016 年和 2017 年增长 了四倍左右。 第 1 章 绿电交易机制的国际经验及我国实施现状 10 图 1.3 2013-2020 年不同可再生能源类型的 PPA 容量 西班牙是签署企业 PPA 的主要欧洲国家之一。 2020 年，欧洲 12 个国家签署 了近 4GW 的购电协议，其中西班牙占了超过 1.3GW，约占总数的三分之一。 2020 年，太阳能 PPA 交易也集中在西班牙，签署量超过 1GW，其次是德国和法国。 2020 年 11 月，瑞士制药公司诺华 (Novartis) 签署了五份 PPA，这将为西班牙的产量增 加超过 275MW 风能和太阳能发电量。 2021 年，西班牙的企业长期购电协议将继 续保持强劲势头， 1 月， Danone 宣布与 Iberdrola 签署购电协议，每年为这家食品 公司的西班牙业务提供 73 GWh 的太阳能。该合同将持续十年，将成为欧洲最大的 运营太阳能电场。 荷兰的购电协议签订 1.3 亿瓦的可再生能源合同，其中的可再生能源大部分为 风能。 总体来说，欧洲经验从鼓励清洁能源主动参与市场的角度，主要形成了多种 激励措施，分别包括固定电价制、溢价制、配额制、差价合约等形式。 （ 1）固定电价制 固定电价制具有强制上网、优先购买、固定上网价格等特点。其优势在于， 市场启动初期，以 “承诺时间 +固定价格 ”给予投资者以合理的激励，能够实现能源 规模快速扩张，并且有利于预估清洁能源发展水平，推动政府决策的良性循环； 同时，固定电价机制简单明了，在管理、操作层面具有较强的通用性，能够针对 不同的清洁能源技术、不同的地区资源制定不同的电价，有利于降低清洁能源项 目交易成本 ,实现交易品种的互补性与多样性。 然而，其弊端也是不可忽视的：一方面，固定电价制主要依靠政府推动，市 场主动竞争意识较弱，无法满足我国经济体制改革和电力体 制改革的基本理念和 第 1 章 绿电交易机制的国际经验及我国实施现状 11 发展模式；另一方面，其强制性和被动性不利于最大限度地降低清洁能源价格， 无法反应清洁能源建设成本的优化空间，同样无益于针对全局的电源结构选择性 建设合理的电源项目；此外，该制度的实施具有周期性，会随着社会发展和市场 规划修订，因此无论在管理成本还是投资计划上都会有较大投入，不稳定性也会 增大。 （ 2）溢价补贴制 随着清洁能源开发规模的扩大，固定电价机制存在的弊端日趋显现，因此在 2005 年后，欧洲各国先后调整了固定电价补贴政策，以溢价补贴制的方式鼓励能 源参与市场交易。清洁能源企业可选择从政府直接获取 固定电价补贴，也可选择 直接参与市场的溢价机制，且同样需要承担类似于常规电源的电力系统平衡义务， 通过市场化方式提高消纳能力，从而获得较高的收益。 溢价补贴机制实现了清洁能源发电由全额收购向市场化方式的转变，适用于 清洁能源发电规模显著扩张的情况，此时由于发电成本已逐步下降，清洁能源具 备更强的优势参与市场化交易。不过，在该机制下，清洁能源在满足成本后可以 以零电价甚至负电价参与竞争，这将会拉低市场的边际电价，可能影响其他市场 成员的盈利。 （ 3）配额制 配额制的建立有力地促进了技术进步和成本降低，挖掘了清洁能源发电的 “绿 色 ”属性，并通过市场机制赋予其相应的经济价值。在实施配额制的过程中往往还 进一步引入绿色证书交易制度，将清洁能源发电的 “额度 ”表征为一种金融属性的、 标准化的、可交易的 “有价证书 ”，由相关的交易机构来制定绿色证书的实施办法， 执行交易与结清。配额制通过法律保障与市场机制相结合的形式，有效促进了清 洁能源主动参与市场以及自我融合发展，通过市场化消纳的方式平衡了其与常规 机组的价格差异。 同时，基于配额制的购电协议还可设定分时电价，从而引导可再生能源依照 价格信号安排发电。例如，在不同季节、工作日和周末分别设定电力负荷 高峰和 低谷时段，并通过协定适当的峰谷电价，激励可再生能源采取一定的功率调节措 施，满足系统实时运行需求。 值得注意的是，配额制在实施过程中应根据区域发展特性循序渐进。一是由 于其针对的是市场主体交易行为，在电力市场体系构建过程中，无法避免地需要 应对多种调整风险，包括价格、规模、时序等；二是配额制为通过市场化消纳清 洁能源的机制，但同时也规定了清洁能源占据电力供给的比例，当存在规模较大 的清洁能源发电商时，仍需避免垄断现象的发生；三是在配额制中，清洁能源参 第 1 章 绿电交易机制的国际经验及我国实施现状 12 与市场化消纳的自由度较大，在监管规范、标准制定、体系建立等方面 皆需要考 虑多种影响因素，以保证清洁能源电力产业的可持续性培育和远期发展。 （ 4）差价合约机制 差价合约机制建立后，清洁能源发电商参与电力市场方式不变，依旧通过竞 价的方式参与电力市场。差价合约与溢价补贴相同之处在于，两种措施皆为鼓励 清洁能源发电直接参与电力市场，利用清洁能源低边际成本的价格竞争优势，提 高清洁能源消纳能力；不同之处则是差价合约机制给予清洁能源发电固定合约电 价，溢价补贴机制给予清洁能源固定补贴电价。 市场参考电价是差价合约的重要内容，用来反映市场电价，从而决定清洁能 源发电商可以获得的差别支付。虽然 参考电价不一定与电力交易的实际价格完全 吻合，但是该价格的制定需要能够反映发电商能够获得的价格水平。参考电价的 制定，可以在一定程度上避免清洁能源发电商无限度压低市场竞价。可再生能源 发电商会尽量以接近参考电价的水平竞价，从而获得差价合约的收益。 1.2.2 适用经验总结 因地制宜推进能源转型，发挥政策的多样化与创新优势。欧洲部分地区具备 丰富的能源，地热、水电、风电、生物质供电、沼气等多种清洁能源在推动能源 转型中扮演了各自的角色。针对不同类型的市场失灵状况，欧洲实行了多种经济 政策工具，包括各种环境税、清洁能源补贴、能效补 贴、排放交易体系、自愿减 排协议等。例如对参与排放交易体系的企业进行环境税减免，以补贴政策激励促 进自愿减排协议，形成了灵活有效的政策体系。中国作为一个幅员辽阔的大国， 各地区情况差异很大，各地应坚持因地制宜的原则，注重发挥好当地特色能源禀 赋优势。 创新竞争性交易机制。招标在欧洲的运转情况良好，由于拍卖的份额越来越 大，会员国之间需要协调的情况也越来越多。为此，欧盟委员会正在开发一个电 子平台，登记所有可再生能源拍卖。此外，还需要进一步利用新的商业模式，以 支持最终用户和供应商直接联系，并促进较小规模的供应商在市场上发 挥作用。 可进一步发展的有前途的模式包括 PPA 的使用、市场上集成商的角色以及为分布 式可再生能源项目制定协议和标准化合同，无论是单独的项目还是与能效项目结 合的项目。 加强地区之间的能源互联互济。实现更高比例的可再生能源发展，需要着力 探索能源系统中可再生能源并网整合的解决方案。例如北欧国家在推进区域能源 一体化，开展能源及环境研究等领域具有广泛的合作。丹麦系统中各要素的高度 第 1 章 绿电交易机制的国际经验及我国实施现状 13 灵活性促进了可变可再生能源发电的高比例渗透（约 45%），且弃电率接近为零。 解决方案中还应包含系统灵活性方案，例如提高火力发电厂的灵活性、提高电力 和热力系统的整合集成度和互连性。未来，储能的应用也会增加，不论是直接储 能或是通过电加热和氢能的间接方式。我国也应积极推动水电、核电、风电、太 阳能等清洁和可再生能源合作（包括技术、装备和资源等），推动形成区域 “能源 市场共同体 ”。 通过对欧洲多元化政策执行情况的分析， “竞争性报价（拍卖） +长期 PPA”模 式更加适合当前的我国清洁能源发展，在补贴需求不增加的前提下，报价可以低 于煤电的基准价或煤电的 “基准价 + 浮动价 ”。长期 PPA 意味着稳定的投资回报， 降低投资企业的风险，降低项目成本，降低投标或拍卖的价格水平。此外 ，对于 成熟度较低的可再生能源技术，这些项目在电力市场上没有经济竞争力，但至少 可再生能源基金的前期收入确定了技术成熟度低的可再生能源项目的新装机容量 规模，可采用差价合约方式，既能使可再生能源发电项目参与电力市场竞争，又 能稳定投资回报，降低投资企业的风险。 1.3 我国绿电交易实施现状 近年来，全国市场化交易电量占全社会用电量比例稳步攀升，已经从 2017 年 的 26%提升到 2021 年的 46%。 “绿电交易 ”是在现有中长期电力市场化交易框架下， 独立设立的交易产品，由用电企业与发电企业通过 PPA 协议 （购售电协议）的方 式直接 开展绿色电力交易，完成绿电交易的同时，用电企业将同步获得对应绿证， 实现绿色证明和交易电量的 “证电合一 ”。目前，可认证绿电的电站类别主要为陆上 集中式风电和光伏项目，未来将逐步扩大到水电等其他可再生能源。整体上，中 国的绿电交易市场处于建设初期，绿电交易并不普遍。 在进一步推动双碳目标的背景下，越来越多的企业开始布局可再生能源电力， 通过投资、采购可再生能源电力来实现其绿色可持续的发展战略。随着十四五期 间，风、光发电量总体目标确立，电力市场化机制的改革深化和不断完善，绿电 市场化交易将逐步成为规模化常态机制，并成为提 升可再生能源消费需求的有效 机制。但同时绿电市场整体仍存在着一定阻碍，即绿电的区域供需市场不均衡、 省间交易机制有待完善、规模化绿电需求尚未完全释放等。随着一系列鼓励企业 使用绿色电力、畅通绿电采购渠道、提升绿电在整体能源消耗占比等实施细则出 台，绿电交易的刚需场景将会逐步清晰，并成为电力市场化交易的主要产品之一。 第 1 章 绿电交易机制的国际经验及我国实施现状 14 1.3.1 我国电力体制改革进展 电力工业关系国家能源安全和国计民生 ,深化电力体制改革影响重大。 “十一五 ” 期间 ,我国的电力体制改革将以确保国家能源安全和电力工业可持续发展为前提 , 尽快解决厂网分开遗留问题尽快完成主辅分离改革任务 ,以全面推进电价改革为 核 心加快转变政府职能建立健全法规体系 ,推进三级电力市场体系建设 ,探索 “放开两 头、监管中间 ”的有效途径不断完善与我国国情和生产力水平相适应的电力体制。 国务院 5 号文件明确提出 ,要 “构建政府监管下的政企分开、公平竞争、开放有序、 健康发展的电力市场体系 ”,电力市场体系建设的目标任务和安排部署是明确和清 晰的。 党的十六届五中全会提出，要 “进一步打破行政性垄断和地区封锁 ,健全全国统 一开放市场 ”。建设由国家、区域和省级市场组成的完整电力市场体系既是我国目 前电力市场的现实存在 ,也是发挥市场机制作用 ;打破垄断 ,引入竞争 ,提高 效率 ,降低 成本 ,促进发展实现更大范围、更大规模和更有效率优化配置资源的客观需要 ,更是 实施国家能源发展战略 ,保障国家能源安全的必然要求。 （一）计划电量逐步放开 1.电量匹配： 除了少量优发电量与电网代理购电匹配，计划电量逐步放开，与市场电量形 成对应的经济和平衡关系。 2.可再生能源消纳： 1）初期，可再生能源由电网保障收购，通过火电基数电量滚动调节实现消纳。 2）部分由电网保障收购，部分 “保量竞价 ”进入市场，由火电基数电量滚动调 节，保证消纳。 3）大量可再生能源并网、火电基数电量取消，增加了传统调度方式的调节难 度，电网保障收购压力巨大，更多新能源需要通过市场消纳。 电力工业是国民经济的重要的基础产业，又是资金最密集、技术密集型和网 络性行业 ,是社会公用事业的重要组成部分。中华人民共和国成立以来党中央、国 务院十分重视电力工业的改革和发展电力管理体制先后经历了军事管制、燃料工 业部、电力工业部、水利电力部、电力工业部、国家电力公司等九次改革 ,其中先 后两次成立水利电力部、三次成立电力工业部 ,目前正酝酿着第十次改革 :在电力发 展上先后提出 “电力是先行工业 ”， “电力是先行官 ”， “能源工业的发展要以电力 为中心 ”和电力工业要适应超前发展等指导方针。 第 1 章 绿电交易机制的国际经验及我国实施现状 15 图 1.4 计划用电逐步放开的配套文件 （二）输配电价体系初步建立 目前，各省级电网、区域电网和跨省跨区专项工程输配电价格已核定完成， 为发售（用）电双方开展市场化交易创造了条件。 浙江、山西等省级市场已经实施了输配电价机制，用户侧电价采取了 “出清电 价 +输配电价 ”的计价模式，其余市场也逐步应用了新的输配电价。 图 1.5 各省输配电价 市场建设既要逐步推动各省电力市场之间的融合开放，又要尊重各省电价水 平的差异性。 第 1 章 绿电交易机制的国际经验及我国实施现状 16 图 1.6 区域输配电价 （三）现货市场建设平稳推进 首批 8 个现货试点已全部启动结算试运行，部分试点已完成连续多月的结算 试运行。 现货市场建设已全面启动，第二批 6 个现货试点已确认，包括湖北、河南、 辽宁、江苏、上海、安徽。目前已完成建设方案的编制，部分试点已进入规则修 编、技术支持系统测试阶段。 图 1.7 电力交易时序图 （四）统一电力市场体系建立 加快形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系。 健全多层次统一电力市场体系，加快建设国家电力市场，引导全国 、省（区、 市）、区域各层次电力市场协同运行、融合发展。 推进适应能源结构转型的电力市场机制建设，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。 中 长 期 交 易 市 场 年 度 计 划 电 量 双 边 协 商 交 易 发 电 合 约 转 让 交 易 日 前 现 货 市 场 实 时 现 货 市 场 调 频 辅 助 服 务 市 场 年 前 至 日 前 日 前 小 时 前 至 实 时 时 间 第 1 章 绿电交易机制的国际经验及我国实施现状 17 图 1.8 全国区域输配线路图 1.3.2 我国绿色电力交易实践 力争于 2030 年前实现碳达峰、 2060 年前实现碳中和是我国对世界作出的庄严 承诺，而构建以新能源为主体的新型电力系统是电力行业推动实现 “双碳 ”目标的关 键路径。 国家发展改革委有关负责人在接受经济日报记者采访时表示，落实中央关于 “双碳 ”的战略部署，必须加快构建以新能源为主体的新型电力系统，但新能源发电 的不稳定等技术特点，让电力系统消纳和运行成本出现明显上升，一个最直观的 例子就是新能源入网要配套建设一定比例的储能系统。 “新能源发电平价上网，但不能简单地等同于平价利用。如果仅从成本看，新 能源发电并网会导致电价上涨，要有效化解这部分成本，就必须深化电力体制改 革，在体制机制和市场建设上做出探索创新。 ”该负责人说。 在此背景下，启动绿电交易可谓恰逢其时 ——将有意愿承担更多社会责任的 一部分电力用户区分出来，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，一方面可充分体现出绿色电力的环境价值，另一方面绿电消费产 生的收益可反哺绿电发展，更好促进新型电力系统建设。 2017 年 7 月 1 日绿证交易平台上线，截至 2022 年 1 月 17 日，我国绿证核发 总量达 101 万个，认购者 4213 名。从地域分布看，风电项目涉及 24 个省区，光 第 1 章 绿电交易机制的国际经验及我国实施现状 18 伏项目涉及 22 个省区。 20 年发改委能源局发布了消纳保障机制 +绿证的文件，核定了各省消纳责任， 明确了可自愿认购绿证，对应的电量等量记为消纳量。 21 年 5 月委局重新发布了 文件，名称改为消纳责任权重，删掉了绿证。在此之前的 4 月 22 日，绿电交易 工 作启动。 图 1.9 我国绿电交易发展路径 （一）全额保障性收购的可再生能源电量，由电网企业分配消纳责任权重至 （二）参与电力市场的责任主体，通过购买和实际消纳可再生能源电量，按 照结算电量计入消纳量。 （三）自发自用的可再生能源电量，全部计入消纳责任主体的消纳量。 （四）以补充方式完成的消纳量，计入购买方消纳量，原有市场主体的消纳 量不再计入： 1）超额消纳量交易组织； 2）绿证申购市场。 图 1.10 可再生能源的双重属性 2021 年，北京、上海、广东、河南、四川、重庆、浙江、福建、内蒙古、辽 宁、海南、新疆等地均已发布可再生能源电力消纳保障实施方案： 1）消纳责任市场主体 第一类市场主体（售电企业）：电网企业、独立售电公司、增量配电项目公 主体。 第 1 章 绿电交易机制的国际经验及我国实施现状 19 司等，需承担年售电量相对应的消纳责任权重。 第二类市场主体（电力用户）非代理类电力用户、拥有自备电厂的企业等（浙 江拆分出第三类主体，自愿性大型工商企业），承担年用电量相对应的消纳责任 权重。 2）消纳责任权重履行 第一类市场主体消纳量核定：一是保障收购电量形成的消纳量（上海提出调 节性余量消纳量概念，即保 障性可再生能源在完成交易责任主体考核目标后的剩 余消纳量，也归为第一类主体对应的消纳量）；二是通过省间清洁购电交易获得 的消纳量。 第二类市场主体消纳量核定：一是自发自用可再生能源电量全额计入自发自 用市场主体消纳量；二是竞争性市场可再生能源计入竞争性市场用户消纳量（上 海提出代理用户的消纳量按用电量等比例分配；省间发电权交易（或合同转让） 获得的可再生能源电量，优先完成非市场化用户消纳责任，剩余部分按交易电量 比例计入发电企业指定售电公司消纳量） ；三是自备电厂控煤压量交易实际购入 可再生能源消纳量计入自备电厂企业；四是 消纳量交易；五是购买绿证或自己持 有可支配的绿证。 2021 年 2 月 5 日，北京电力交易中心开展全国首次可再生能源电力超额消纳 量交易。浙江、青海完成省间超额消纳凭证转让，成交结果 245.5 万个 =可再生能 源电量 24.55 亿千瓦时。 2021年 4月 19日，南方区域开展可再生能源电力消纳量交易，通过挂牌交易， 完成消纳凭证 2716个 =可再生能源电量 271.6万千瓦时，交易均价 8.43元 /个凭证， 即 0.008 元 /度。 图 1.11 2021 年消纳责任权重 第 1 章 绿电交易机制的国际经验及我国实施现状 20 1.3.3 我国绿色电力交易机制 1.3.3.1 我国能源绿色发展格局的总体趋势 近十年，风能、太阳能等绿色能源装机占比从 5%提高到 24%，煤电装机比重 2020 年历史性降到了 50%以下。 预计 2035 年左右，中国绿色能源发电装机规模将超过煤电，成为第一大电源； 2050 年前，绿色能源发电量占比有望超过 50%，成为装机主体；到 2060 年预计中 国绿色能源装机 50 亿千瓦左右，占比 64%，成为电量供应主体。 优化电力市场运营机制，以市场手段提升绿色能源消纳能力，引导绿色能源 建设协调有序发展，为国家的 “2030年碳达峰， 2060 年碳中和 ”的部署服务，是我 国电力市场建设的新目标和新任务。 图 1.12 2020~2060 年中国电源装机结构变化 图 1.13 2021 年消纳责任权重 数据来源：国网能源研究院按照 2060 年电力行业实现零碳发展情景测算结论， 新能源口径为风电 +太阳能 第 1 章 绿电交易机制的国际经验及我国实施现状 21 1.3.3.2 我国绿色电力交易政策部署 十九大报告指出：要推进能源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效的 能源体系。 国家能源战略：能源是经济和社会发展的基础；能源行业正面临着供应安全、 资源枯竭、环境污染、结构失调等问题；重要任务：革新能源体制、优化能源结 构、提高能源利用率。 1）明确总体