綠電交易關鍵問題及政策建議

 

一是市場主體區分存量和增量，存量項目基數電量作為優先發電保障收購，增量項目有序放開進入市場。存量帶補貼項目的市場化電量按照現有各省區交易規則執行，通過市場化交易形成電能量價格，不影響補貼執行。現有存量項目基數電量約594億千瓦時繼續維持電網保障收購，作為優先電源供給居民、農業及電網代理的工商業用戶。增量平價項目執行《南方區域綠色電力交易規則》，并根據本方案提出的市場發展階段開展市場融合。存量帶補貼項目承諾放棄、延后補貼，或補貼執行完畢，可以按照增量平價項目的方式入市交易。

 

二是建立促進消納的更大范圍市場機制，在省區市場充分消納的基礎上，區域市場作為兜底措施開展統一平衡，按照“統一市場、統一規則、統一組織、統一認證”的方式開展頂層設計。

 

區域市場注重加大省間新能源調劑力度、拓寬臨時消納渠道。綠色電力首先是電能量商品，可以按照一般商品的規則在區域市場自由流動、自主交易、優化配置。其次，綠色電力也具有波動性和間歇性，必須集合全區域各類調節資源開展更大范圍的消納平衡。“十四五”期間總體來看，新能源仍以省內消納為主，跨省區臨時送受電為補充。

 

新能源的波動性、間歇性首先在各省區內部調節平衡，各省區內部確無消納手段時再組織跨省區臨時消納措施。以各省區內的多能互補打捆交易、發電權交易、調峰市場、容量補償、儲能及抽蓄交易等調節性市場機制為主。以跨區跨省的多日電能量、現貨交易、發電權交易、抽蓄購電交易和調頻市場作為重要調節手段和兜底措施。

 

在現貨試點地區，或區域現貨運作后，綠色電力出力預測作為市場邊界，或以報量不報價方式優先出清，適時轉為“報量報價”參與交易。

 

三是按照權責對等、控制風險的原則，綠電分兩階段穩步進入市場。

 

第一階段。綠電按照原核定電網收購價格參與長周期交易，市場化比例較小，以基數電量兜底執行偏差，采用長周期結算或分時均價結算，較為穩妥地處理發電偏差風險，同時也無法獲得與煤電等同的電能量價格。

 

第二階段。當綠電進入市場比例不斷擴大，基數電量難以兜底執行偏差，調節性電源的低谷調峰、高峰頂峰成本迫切需要通過分時交易體現價值和貢獻，需要引導用電側依據峰谷價格信號主動消納新能源時，應進入市場第二階段。在第二階段，綠電市場化比例進一步擴大，交易價格可以與煤電價格趨同，在電力供應緊張時獲得更高的溢價，更好地反映供需形勢的變化。綠電參與分時交易、分時偏差結算，在現貨試點地區應參與現貨出清及偏差結算，并全面承擔輔助服務分攤費用。

 

四是執行全國統一的綠證管理制度，推進綠色電力生產、交易、消費、結算等全生命周期的追蹤溯源。南方區域設計“證隨電走”“證電分離”兩種綠證管理模式，由市場主體自主選擇。 本文+內-容-來-自；中^國_碳+排.放_交^易=網 t a n pa ifa ng .c om