我国可再生能源参与电力市场发展分析

我国于2005年通过了《中华人民共和国可再生能源法》，并于2009年进行了一次修正，该法规定了国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度。2016年国家发改委印发了《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》，该办法规定了可再生能源发电全额保障性收购，是指电网企业（含电力调度机构）根据国家确定的上网标杆电价和保障性收购利用小时数，结合市场竞争机制，通过落实优先发电制度，在确保供电安全的前提下，全额收购规划范围内的可再生能源发电项目的上网电量。2019年，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《可再生能源电力消纳保障机制的通知》，其中对可再生能源的消纳责任主体作了进一步约束：电网企业、独立售电公司、拥有配电网运营权的售电公司承担与其年售电量相对应的消纳量；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承担与其年用电量相对应的消纳量。同时，该通知也明确了在电力市场中，承担消纳责任的市场主体需要向电力交易机构作出履行可再生能源电力消纳责任的承诺。

目前，在我国电力市场实际运行中，放开的大部分是火电等常规电源品种，新能源包括风、光等非水可再生能源电量直接参与电力市场的相对较少。我国自2017年以来推出的绿证制度主要是推进可再生能源环境价值参与市场竞争，并在2019年鼓励绿证可核发的范围至平价项目。绿证具体的认购价格按照不高于证书对应电量的可再生能源电价附加资金补贴金额，由买卖双方通过自行协商或者通过竞价两种方式进行确定。各级政府机关、事业单位、社会机构和个人均可成为绿证市场的购买主体，绿证购买后不得二次销售，绿证对应电量不再享受国家可再生能源电价附加资金的补贴。总的来看，国内实施的以非水可再生能源为主要对象的绿证交易受价格机制影响、自愿市场需求规模有限等因素制约，市场整体活跃度不高。

三部委在2020年的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》中，进一步指出自2021年1月1日起实行配额制下的绿色电力证书交易。2021年5月国家可再生能源信息中心正式启动了平价项目绿证核发工作，以减少补贴与绿证的挂钩程度，促进绿证交易的市场化程度。截至2021年底，我国风、光可再生能源装机占比已达26.8%，风、光可再生能源发电量占比已达11.8%，我国可再生能源的发展得到了进一步提升，但也开始出现可再生能源最低消纳责任权重指标未完成的省份，可再生能源消纳保障机制的实施在部分地区难以落实到位。2021年6月，我国开始试点以风电、光伏等绿色电力产品为标的物、电力中长期交易框架下的绿电交易，将绿电与绿证进行捆绑，为有绿色电力消费需求的市场主体提供了新的电力市场交易品种，同时在自愿绿证交易“证电分离”模式外并行呈现了绿电交易“证电合一”模式，但绿证、绿电交易非水可再生能源发电发展过程中的配额制衔接关系尚不清晰，并且存在条线机制重复的情况。

在现货市场方面，2017年国家电网有限公司正式启动了跨区域省间可再生能源电力现货交易，有效促进了可再生能源在全国范围内的优化配置。同时在山西、甘肃等风光资源较为丰富的省份地区，可再生能源电力也开始试点参与现货交易，探索了“全电力优化、新能源优先”加实时市场熔断机制、“全电量集中竞价”加新能源“报量报价”等市场设计原则，为促进新能源特别是可再生能源的消纳，发挥市场的优化配置作用取得了一些成效，但同时也出现了由于可再生能源出力不确定性大、发电峰谷与用电峰谷不匹配而产生的负电价、不平衡费用等现象，需要通过进一步优化现货市场的设计来加以改善。

德国、英国、中国可再生能源电力发展政策法规、市场机制分析情况见表。

新型电力系统下可再生能源

参与电力市场建议

风、光等可再生能源受气候变化影响明显，存在出力不确定性高、波动性大等典型问题，导致电力供应紧张、电力系统安全运行不稳定、弃风弃光等实际情况同时存在。建议可从国际经验中吸取经验和教训，探索适合我国可再生能源发展的电力市场相关政策、机制、体制建设，促进电力系统低碳转型。

国外可再生能源发展情况较好的国家一般都是通过明确的规划引领，加上强制性的配额制，确定长期建设目标和分年实施计划，并积极引入招标竞争机制选择投资方，同时会根据可再生能源不同发展阶段调整固定电价、差价合约、溢价补贴等不同的激励方式或价格机制作为配套，以提高可再生能源建设投资的积极性。建议我国可根据不同地区可再生能源资源禀赋情况、技术发展利用情况等，推动完善各地可再生能源发展规划滚动编制机制，并出台适合本地区可再生能源发展的配套政策，在此基础上合理确定短期、中长期可再生能源的建设规模。在可再生能源建设投资方面有序引入竞争机制，对大型风电、太阳能发电项目，可通过集中招标等形式选择投资方。

在可再生能源市场交易方面，国际经验做法是鼓励可再生能源发电参与中长期市场交易和现货交易。中长期市场提前锁定收益，现货市场助力挖掘更高的市场价值，形成可再生能源发电不断调整出力、匹配负荷的发展机制，激励可再生能源发电不断提升负荷预测和管理水平。建议我国可根据不同地区现货市场试点情况稳妥推进可再生能源发电进入现货市场，完善相关交易规则，积极推动可再生能源发电在预测出力准确性方面的能力建设，加强可再生能源相关市场主体与气象机构的合作，鼓励可再生能源电力相关市场主体提供输电、计量和交易结算等技术支持，探索建设基于区块链等技术应用的交易平台，支持分布式发电（含储能）与同一配电网内的电力用户通过电力交易平台就近进行交易。可再生能源发电进入现货市场可配套采取“溢价”补贴或差价合约的方式，规避市场价格波动风险，并给予适当的激励。

国际上一般还通过完善的辅助服务市场为高比例可再生能源的电力系统调节提供支撑，为灵活性手段的应用引入市场竞争机制。在系统容量充裕度提升方面，各国因国情、资源禀赋等因素采取了不同的处理方式，如建立容量市场、采用容量补偿机制等。同时还通过绿证市场、碳市场等关联市场对可再生能源的发展起到直接或间接的促进和激励作用。建议我国可建设以实时报价为基础或以招标为基础的调频、调峰、调压、快速爬坡、黑启动等辅助服务市场。辅助服务市场主体可包括传统电源、灵活负荷、储能、区域性质的虚拟电厂等多元化的灵活资源。建议对于没有享受“溢价”等补贴的可再生能源发电，可加入绿证市场，形成合理的绿色价值收益。在电力市场与碳市场衔接方面，逐步完善电-碳市场的顶层设计，实现相关数据和机制的贯通，在促进绿色电力发展的同时，一方面要厘清绿电交易和绿证交易之间的衔接关系；另一方面也要避免绿电交易、绿证交易等环境收益再以其他形式在碳市场售卖。可以园区为试点单位进行分布式光伏的整体开发，培育分布式能源聚合商、综合能源服务商，整合分布式能源打捆参与绿电交易。