山西電力市場(chǎng)下可再生能源消納量交易機(jī)制的探索

焦錦繡

（晉能控股電力集團(tuán)有限公司，山西太原 030001）

0 引言

隨著我國(guó)“3060碳達(dá)峰碳中和”目標(biāo)的提出，構(gòu)建新型電力系統(tǒng)路徑的實(shí)施，未來新能源裝機(jī)容量和電量占比將不斷增長(zhǎng)，用戶消費(fèi)的電能中新能源占比也將不斷增加。在電力市場(chǎng)不斷深化改革的背景下[1]，給可再生能源電力消納保障機(jī)制的實(shí)施和有效落地帶來了真正的轉(zhuǎn)機(jī)，消納責(zé)任主體可通過市場(chǎng)交易方式獲得綠色電力和綠證產(chǎn)品，完成可再生消納責(zé)任權(quán)重指標(biāo)，激發(fā)全社會(huì)消費(fèi)綠色電力潛力，促進(jìn)我國(guó)“3060碳達(dá)峰碳中和”目標(biāo)實(shí)現(xiàn)。

可再生能源電力消納保障機(jī)制是按照省級(jí)行政區(qū)域設(shè)定可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重，在省級(jí)行政區(qū)域內(nèi)需要根據(jù)自身特點(diǎn)編制具體的實(shí)施方案[2]。山西電力市場(chǎng)體系基本完善，可從市場(chǎng)機(jī)制上促進(jìn)可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重的完成，本文探索了可再生消納責(zé)任權(quán)重在山西電力市場(chǎng)體系下的可再生能源消納量市場(chǎng)機(jī)制，各消納責(zé)任主體通過市場(chǎng)方式完成自身消納責(zé)任權(quán)重，從而實(shí)現(xiàn)省級(jí)行政區(qū)域消納目標(biāo)。

1 山西省內(nèi)可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重分配方式

第一種按照省級(jí)行政區(qū)域的指標(biāo)，直接向可再生消納責(zé)任主體進(jìn)行分配，這種方式簡(jiǎn)單易實(shí)現(xiàn)，但是各消納責(zé)任主體資源稟賦不同，市場(chǎng)消納責(zé)任主體的完成消納量權(quán)重的難易程度差別較大，初期不利于市場(chǎng)穩(wěn)定。第二種根據(jù)資源稟賦，由省級(jí)電網(wǎng)和地方電網(wǎng)企業(yè)承擔(dān)非市場(chǎng)化可再生能源消納責(zé)任權(quán)重，獨(dú)立售電或配售一體化的售電企業(yè)、獨(dú)立用戶和擁有自備電廠的用戶承擔(dān)市場(chǎng)化可再生能源消納責(zé)任權(quán)重，分配方法簡(jiǎn)單，且可有效減少市場(chǎng)交易額，利于各市場(chǎng)主體完成權(quán)重目標(biāo)。第三種考慮用戶主體的實(shí)際消納貢獻(xiàn)度進(jìn)行分配，初期技術(shù)難以達(dá)到，較難落地。本文在第二種情形下，對(duì)各消納責(zé)任主體完成情況進(jìn)行核算和驗(yàn)證。

2 可再生能源消納量市場(chǎng)機(jī)制[3]與山西電力市場(chǎng)的銜接

2.1 可再生能源消納量市場(chǎng)機(jī)制探索的前提說明

目前山西省電力市場(chǎng)以“中長(zhǎng)期市場(chǎng)+現(xiàn)貨市場(chǎng)+輔助服務(wù)市場(chǎng)”為市場(chǎng)體系，構(gòu)建了“新能源優(yōu)先、全電力優(yōu)化”的雙優(yōu)型市場(chǎng)[4]。新能源場(chǎng)站參與的市場(chǎng)交易品種如表1所示。

表1 新能源場(chǎng)站參與電力市場(chǎng)交易品種

山西省電力市場(chǎng)體系基本完善，新能源場(chǎng)站參與市場(chǎng)交易品種豐富，中長(zhǎng)期交易品種大多是金融差價(jià)合約，且通過集中競(jìng)價(jià)和滾動(dòng)撮合方式成交的電量等很難識(shí)別到對(duì)應(yīng)的消納責(zé)任主體，而可再生能源消納量是實(shí)際物理消納量，需對(duì)應(yīng)到消納責(zé)任主體。

2.2 可再生能源中長(zhǎng)期交易消納量與省內(nèi)中長(zhǎng)期交易市場(chǎng)銜接

新能源場(chǎng)站在國(guó)家政策配套下，有保障性電量，山西省市場(chǎng)為了減少不平衡資金，由省級(jí)電網(wǎng)企業(yè)按照非市場(chǎng)化用戶每時(shí)段的用電負(fù)荷，依據(jù)新能源場(chǎng)站申報(bào)的每時(shí)段日前功率預(yù)測(cè)占比分配保障性電量，每時(shí)段保障性電量屬于金融合約，消納量作為省級(jí)電網(wǎng)和地方電網(wǎng)企業(yè)可再生能源保障性預(yù)消納量P tyi，i▽T。

在中長(zhǎng)期交易市場(chǎng)，新能源場(chǎng)站可與獨(dú)立售電、配售一體化公司或獨(dú)立用戶，在年度、季度和月度通過雙邊協(xié)商方式簽訂中長(zhǎng)期合約。年度、季度的分月分時(shí)段電量和月度分時(shí)段交易量之和，此部分中長(zhǎng)期合約量作為獨(dú)立售電、配售一體化公司或獨(dú)立用戶的可再生能源省內(nèi)直接預(yù)消納量P tyd，i▽T。

除了年度、季度和月度時(shí)間尺度的中長(zhǎng)期交易外，新能源企業(yè)可參與旬集中競(jìng)價(jià)和滾動(dòng)撮合交易和日滾動(dòng)交易，既可以作為買方也可以作為賣方進(jìn)行交易，成交量無法對(duì)應(yīng)消納責(zé)任主體，所以將每時(shí)段消納量作為可再生能源市場(chǎng)預(yù)消納量P tyb，i▽T。

新能源與自備電廠發(fā)電權(quán)轉(zhuǎn)讓交易，是通過月內(nèi)或多日摘掛牌方式，新能源替代自備電廠發(fā)電，每時(shí)段消納量作為自備電廠用戶可再生能源預(yù)消納量P tyz，i▽T。

2.3 可再生能源中長(zhǎng)期外送消納量與省間中長(zhǎng)期交易市場(chǎng)銜接

山西是高比例新能源外送省份，新能源可通過網(wǎng)對(duì)網(wǎng)、點(diǎn)對(duì)網(wǎng)和點(diǎn)對(duì)點(diǎn)雙邊協(xié)商、集中競(jìng)價(jià)和摘掛牌方式，參與省間中長(zhǎng)期交易且物理執(zhí)行，外送中長(zhǎng)期電量P tjz，i▽T，作為受端省份可再生能源消納量，不作為省內(nèi)消納量。

2.4 可再生能源現(xiàn)貨交易消納量與現(xiàn)貨市場(chǎng)銜接

新能源場(chǎng)站以申報(bào)日前功率預(yù)測(cè)曲線的方式參與現(xiàn)貨市場(chǎng)，作為邊界條件優(yōu)先出清，在省內(nèi)消納空間足夠的情況下，日前申報(bào)功率預(yù)測(cè)與出清功率預(yù)測(cè)曲線一致，如果省內(nèi)消納空間有限，仍有富裕電力，富裕電力可參與省間日前現(xiàn)貨，成交后省間現(xiàn)貨物理執(zhí)行，更新后的日前計(jì)劃作為最終的日前出力計(jì)劃。運(yùn)行日內(nèi)，若超短期預(yù)測(cè)功率超出日前預(yù)測(cè)功率，提前2 h可將超出部分申報(bào)省間日內(nèi)現(xiàn)貨，進(jìn)一步增加消納能力并且物理執(zhí)行，省內(nèi)實(shí)時(shí)現(xiàn)貨是場(chǎng)站運(yùn)行日每時(shí)段的實(shí)發(fā)電量。因省間日前和日內(nèi)現(xiàn)貨P tjs，i▽T屬于物理執(zhí)行，作為受端省份可再生消納量，不作為省內(nèi)消納量。省內(nèi)日前現(xiàn)貨計(jì)劃作為可再生能源日前出清消納量P tac，i▽T，省內(nèi)實(shí)時(shí)現(xiàn)貨作為可再生能源實(shí)際消納量P tr，i▽T。

3 可再生能源消納量二次分配方式

3.1 可再生能源金融消納量折算物理消納量

a）第i個(gè)新能源場(chǎng)站t時(shí)段可再生能源實(shí)際消納量完成百分比。其計(jì)算公式為

其中，P tr，i為第i個(gè)新能源場(chǎng)站t時(shí)間實(shí)際發(fā)電出力；P tac，i為第i個(gè)新能源場(chǎng)站t時(shí)間日前出清電力；▽T為每個(gè)時(shí)段長(zhǎng)度。

b）第i個(gè)新能源場(chǎng)站t時(shí)間段可再生能源保障性消納量。其計(jì)算公式為

其中，P ti，i▽T為第i個(gè)新能源場(chǎng)站t時(shí)間段可再生能源保障性消納量；P tyi，i▽T為第i個(gè)新能源場(chǎng)站t時(shí)間段以用定發(fā)分配到的預(yù)保障性消納量。

c）第i個(gè)新能源場(chǎng)站t時(shí)間段可再生能源省內(nèi)直接交易消納量。其計(jì)算公式為

其中，P td，i▽T為第i個(gè)新能源場(chǎng)站t時(shí)間段可再生能源省內(nèi)直接消納量；P tyd，i▽T為第i個(gè)新能源場(chǎng)站t時(shí)間段再生能源省內(nèi)直接預(yù)消納量。

d）第i個(gè)新能源場(chǎng)站t時(shí)間段可再生能源省內(nèi)旬和多日消納量。其計(jì)算公式為

其中，P tb，i▽T為第i個(gè)新能源場(chǎng)站t時(shí)間段可再生能源省內(nèi)旬和多日消納量；P tyb，i▽T為第i個(gè)新能源場(chǎng)站t時(shí)間段可再生能源省內(nèi)旬和多日預(yù)消納量。

e）第i個(gè)新能源場(chǎng)站t時(shí)間段自備電廠用戶發(fā)電權(quán)替代可再生能源消納量。其計(jì)算公式為

其中，P tz，i▽T為第i個(gè)新能源場(chǎng)站t時(shí)間段自備電廠用戶發(fā)電權(quán)替代可再生能源省消納量；P tyz，i▽T為第i個(gè)新能源場(chǎng)站t時(shí)段自備電廠用戶發(fā)電權(quán)替代可再生能源預(yù)消納量。

f）第i個(gè)新能源場(chǎng)站t時(shí)間段可再生能源日前消納量。其計(jì)算公式為

其中，P tr，i▽T為第i個(gè)新能源場(chǎng)站t時(shí)間實(shí)際發(fā)電出力；P tac，i為第i個(gè)新能源場(chǎng)站t時(shí)間日前出清電力；P ta，i▽T為第i個(gè)新能源場(chǎng)站t時(shí)間段可再生能源日前消納量。

3.2 可再生能源二次分配消納量的核算

除可再生能源保障性消納量、省內(nèi)直接雙邊消納量、自備電廠用戶可再生能源消納量和省間中長(zhǎng)期和現(xiàn)貨交易量能對(duì)應(yīng)到市場(chǎng)消納責(zé)任主體之外，剩余量均無法對(duì)應(yīng)，因此將剩余量稱為可再生能源二次分配消納量，作為可再生能源市場(chǎng)消納量向獨(dú)立售電、配售一體化公司、獨(dú)立用戶和自備電廠用戶等市場(chǎng)化用戶進(jìn)行分配。

第i個(gè)新能源場(chǎng)站t時(shí)間可再生能源二次分配量為

其中，P ts，i▽T為第i個(gè)新能源場(chǎng)站t時(shí)間可再生能源二次分配量；▽T為每個(gè)時(shí)段長(zhǎng)度。

3.3 可再生能源二次分配消納量分配方式

可再生能源二次分配消納量以免費(fèi)方式向獨(dú)立售電、配售一體化公司、獨(dú)立用戶和自備電廠用戶市場(chǎng)化用戶進(jìn)行分配。

將可再生消納量二次分配量在次月初按照市場(chǎng)化用戶每時(shí)段的實(shí)際用電量比例進(jìn)行分配。

4 可再生能源超額消納量交易[5]

可再生能源超額消納量為售電公司或獨(dú)立用戶主體在次月核算完自己的可再生責(zé)任權(quán)重任務(wù)后，擁有剩余的可再生能源消納量，可以通過市場(chǎng)方式，向缺指標(biāo)的市場(chǎng)化用戶轉(zhuǎn)讓，給其他市場(chǎng)主體提供完成消納責(zé)任權(quán)重的路徑，釋放超額消納量P tc，i▽T價(jià)格信號(hào)，發(fā)現(xiàn)市場(chǎng)供需形勢(shì)，引導(dǎo)新能源產(chǎn)業(yè)良性發(fā)展。

可再生消納量超額消納量P tc▽T交易周期為月度，交易主體為獨(dú)立售電、配售一體化公司、獨(dú)立用戶和自備電廠用戶市場(chǎng)化用戶，交易標(biāo)的為可再生能源消納量，交易價(jià)格上限為每個(gè)新能源項(xiàng)目綠證交易的上限。交易時(shí)間安排在次月上旬，按照合同轉(zhuǎn)讓的方式，交易上月可再生能源消納量指標(biāo)。

5 可再生能源消納量的綠證補(bǔ)充交易

新能源企業(yè)可通過銷售綠證緩解補(bǔ)貼拖欠的問題[6]，未完成可再生能源消納量的市場(chǎng)主體，可以通過購(gòu)買綠證進(jìn)行補(bǔ)充或者自愿購(gòu)買綠證完成消納量。

綠證交易的平臺(tái)為全國(guó)綠色電力證書自愿認(rèn)購(gòu)交易平臺(tái)，交易主體的賣方是國(guó)家可再生能源電價(jià)附加資金補(bǔ)助目錄內(nèi)的陸上風(fēng)電和集中式光伏，買方可以是市場(chǎng)化用戶以及其他符合條件的消納責(zé)任主體，綠證交易價(jià)格上限為批復(fù)上網(wǎng)電價(jià)減去燃煤標(biāo)桿電價(jià)。綠證無交易時(shí)間限制，7×24 h內(nèi)交易均可，交易方式為單項(xiàng)掛牌和協(xié)議轉(zhuǎn)讓方式。

6 可再生能源消納量和消納責(zé)任權(quán)重核算

6.1 可再生能源消納量月度核算

a）省級(jí)電網(wǎng)和地方電網(wǎng)企業(yè)可再生能源量月度核算。其計(jì)算公式為

b）獨(dú)立售電、配售一體化公司或獨(dú)立用戶可再生能源量月度核算。其計(jì)算公式為

c）自備電廠用戶可再生能源量月度核算。其計(jì)算公式為

6.2 市場(chǎng)消納責(zé)任主體可再生能消納量年度消納責(zé)任權(quán)重核算

a）省級(jí)電網(wǎng)公司和地方電網(wǎng)年度消納責(zé)任權(quán)重。其計(jì)算公式為

其中，Pi為省級(jí)電網(wǎng)公司和地方電網(wǎng)年度消納責(zé)任權(quán)重；A為全年總月數(shù)；Qs為全省全年用電量；Ql為本省網(wǎng)損；Qo為廠用電量。

b）獨(dú)立售電、配售一體化公司或獨(dú)立用戶年度消納責(zé)任權(quán)重。其計(jì)算公式為

其中，Pd為獨(dú)立售電、配售一體化公司或獨(dú)立用戶年度消納責(zé)任權(quán)重。

c）自備電廠用戶年度消納責(zé)任權(quán)重。其計(jì)算公式為

其中，Pz為自備電廠用戶年度消納責(zé)任權(quán)重。

7 可行性分析

假設(shè)根據(jù)上述第二種消納責(zé)任主體資源稟賦分配方式，省級(jí)電網(wǎng)和地方電網(wǎng)企業(yè)可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重20%，獨(dú)立售電、配售一體化公司或獨(dú)立用戶可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重15%，自備電廠用戶可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重15%，某時(shí)段全社會(huì)凈用電量（除網(wǎng)損和廠用電量）約為1.9萬(wàn)（kW·h）。

山西省用電量某100 MW新能源場(chǎng)站某時(shí)段上網(wǎng)電量2萬(wàn)（kW·h），“以用定發(fā)”保障性電量0.4萬(wàn)（kW·h），為可再生能源保障性預(yù)消納量；年度、多月和月度雙邊協(xié)商總加0.3萬(wàn)（kW·h），為獨(dú)立售電、配售一體化公司或獨(dú)立用戶可再生能源省內(nèi)直接預(yù)消納量；旬集中競(jìng)價(jià)和滾動(dòng)撮合、日滾動(dòng)撮合0.9萬(wàn)（kW·h），為可再生能源市場(chǎng)預(yù)消納量；新能源替代自備電廠發(fā)電0.02萬(wàn)（kW·h），為自備電廠用戶可再生能源預(yù)消納量；外送中長(zhǎng)期電量0.1萬(wàn)（kW·h），省間現(xiàn)貨0.01萬(wàn)（kW·h）；省內(nèi)日前現(xiàn)貨0.17萬(wàn)（kW·h），作為可再生能源日前消納量。

可再生能源實(shí)際消納量完成百分比為95%，可再生能源保障性消納量0.38萬(wàn)（kW·h），可再生能源省內(nèi)直接消納量0.285萬(wàn)（kW·h）；自備電廠用戶可再生能源消納量0.019萬(wàn)（kW·h），市場(chǎng)可再生能源二次分配量1.206萬(wàn)（kW·h）。

假設(shè)某獨(dú)立售電、配售一體化公司或獨(dú)立用戶該時(shí)段用電占所有市場(chǎng)化占比為1%，可再生能源二次分配量為0.012萬(wàn)（kW·h），購(gòu)買超額消納量為0.09萬(wàn)（kW·h），購(gòu)買綠證0張；自備電廠用戶該時(shí)段用電占所有市場(chǎng)化占比為4%，可再生能源二次分配量為0.05萬(wàn)（kW·h），購(gòu)買超額消納量為0.05萬(wàn)（kW·h），購(gòu)買綠證1張。

省級(jí)電網(wǎng)和地方電網(wǎng)企業(yè)完成可再生消納責(zé)任權(quán)重20%，獨(dú)立售電、配售一體化公司或獨(dú)立用戶完成可再生消納責(zé)任權(quán)重15.3%，自備電廠用戶完成可再生消納責(zé)任權(quán)重15.8%。

8 結(jié)束語(yǔ)

經(jīng)過探索研究，本文將可再生消納責(zé)任權(quán)重與山西電力市場(chǎng)有效銜接，并通過免費(fèi)分配可再生能源市場(chǎng)消納量的方式，有效地解決了電力市場(chǎng)金融合同與實(shí)際消納量不匹配的問題，設(shè)置超額消納量和綠證市場(chǎng)機(jī)制，進(jìn)一步增加市場(chǎng)消納責(zé)任主體完成指標(biāo)的途徑，描述了各市場(chǎng)主體參與完可再生能源電力消納責(zé)任機(jī)制后的核算方法，為完成山西省省級(jí)可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重探索了市場(chǎng)化的具體實(shí)施路徑，最后通過可行性分析，證明了該機(jī)制的有效性。