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    2030年綠電市場化交易將達萬億千瓦時

    來源:新浪科技 作者: 更新時間:2022/5/24 21:20:32

    摘要:我國于2019年建立可再生能源消納保障機制,2020年開展可再生能源超額消納量交易,2021年啟動綠色電力交易試點,全國和南方區域分別開展了首筆交易

      綠色電力包括水力發電、風力發電、太陽能發電、生物質能發電、地熱能發電、海洋能發電等可再生能源發電。綠色電力交易特指以綠色電力產品為標的物的電力交易,用以滿足電力用戶購買和消費綠色電力的需求。目前,我國綠色電力交易正在開展機制設計和試點示范。自2017年試點綠色證書自愿交易以來,我國于2019年建立可再生能源消納保障機制,2020年開展可再生能源超額消納量交易,2021年啟動綠色電力交易試點,全國和南方區域分別開展了首筆交易,可再生能源電力消納機制正在從保障性消納向市場化消納加速轉型。

      今年以來,國家發改委、能源局陸續印發《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》《關于完善能源綠色低碳轉型體制機制和政策措施的意見》等政策文件,要求到2030年新能源全面參與市場交易,強調在全國統一電力市場框架下,構建適應新型電力系統的市場機制,開展綠色電力交易試點,完善能源綠色低碳轉型體制機制,服務碳達峰、碳中和目標實現。

      為此,本文重點梳理我國綠色電力市場化的政策和實踐進展,并展望其未來發展趨勢。

      一、“雙碳”目標對綠色電力市場化的相關要求

      在宏觀層面,雙碳目標下新能源為主體的新型電力系統建設、新能源2030年全面市場化目標出臺、可再生能源補貼逐步退出、煤電價格全面市場化等戰略、政策和措施都將利好綠色電力交易的發展。

      1、雙碳目標加速新型電力系統建設,綠電需求或至萬億千瓦時

      2020年9月,我國提出“二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值,努力爭取2060年前實現碳中和”的目標,開啟了全社會綠色低碳轉型的新征程。我國二氧化碳排放體量大,從碳達峰到碳中和僅有30年時間,任務艱巨復雜,其中,能源電力的低碳轉型是實現“雙碳”目標的主戰場。目前,我國能源燃燒占全部二氧化碳排放的88%左右,電力行業排放占約41%[1],電力行業不僅要加快行業自身的低碳轉型,還要助力工業、建筑、交通等終端用電部門實現更高的電氣化水平。

      落實“雙碳”目標,加快建設以新能源為主體的新型電力系統是重中之重。2021年11月,《關于完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》《2030年前碳達峰行動方案》兩份綱領性文件發布,要求積極發展非化石能源,加快建設新型電力系統,2025年、2030年、2060年的非化石能源消費比重分別達到20%、25%、80%。隨后,中央經濟工作會議、中共中央政治局、碳達峰碳中和工作領導小組全體會議多次提出大力發展新能源的相關要求。在電力供給側,全面推進風電、太陽能發電大規模開發和高質量發展,構建新能源占比逐漸提高的新型電力系統,到2030年,風電、太陽能發電總裝機容量達到12億千瓦以上。在電力消費側,研究構建推動“雙碳”的市場化機制,深化能源體制機制改革,全面推進電力市場化改革,完善電價形成機制。

      在大力推動新能源規?;l展的政策激勵下,2021年全國可再生能源發電裝機規模歷史性突破10億千瓦,水電、風電裝機均超3億千瓦,海上風電裝機規模躍居世界第一,新能源年發電量首次突破1萬億千瓦時大關,風電、光伏和水能利用率分別達到96.9%、97.9%和97.8%,核電年均利用小時數超過7700小時,全國風電、光伏發電發電量占全社會用電量的比重達到11%左右[2]。

      2021年,我國全社會用電量達到8.3萬億千瓦時。據國際能源署(IEA)預測,若要達成“雙碳”目標,中國在2020-2060年期間,電力行業快速低碳轉型的同時用電量將增加130%,2030年和2060年的用電量將分別超過9萬億千瓦時、16萬億千瓦時,其中可再生能源電力比重將從2020年的約25%上升到2030年的40%和2060年的80%[3]。據此可推算出2030年來自可再生能源發電的綠電將超過3萬億千瓦時,與2021年我國新能源年發電量1萬億千瓦時相比,未來9年,可再生能源發電具有巨大的增長空間。

      2、新能源2030年全面參與市場化交易,頂層設計和路線圖日益完善

      國家發改委、能源局出臺的《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》以及國家發改委等七部門發布的《促進綠色消費實施方案》明確了新能源市場化交易的時間表和路線圖。

      在時間進度方面:到2025年,顯著提高跨省跨區資源市場化配置和綠色電力交易規模,初步形成有利于新能源、儲能等發展的市場交易和價格機制;到2030年,新能源全面參與市場交易。

      在交易方式方面:有序推動新能源參與電力市場交易,建立與其特性相適應的中長期電力交易機制,鼓勵新能源報量報價參與現貨市場,對報價未中標電量不納入棄風棄光電量考核,新能源比例較高的地區可探索引入爬坡等新型輔助服務。加快建設綠色電力交易市場,開展綠色電力交易試點,統籌推動綠色電力交易、綠證交易,以市場化方式發現綠色電力的環境價值,體現綠色電力在交易組織、電網調度等方面的優先地位,引導有需求的用戶直接購買綠色電力,推動電網企業優先執行綠色電力的直接交易結果。

      在綠電用戶方面:鼓勵行業龍頭企業、大型國企、跨國公司等消費綠色電力,制定高耗能企業電力消費綠色電力最低占比,推動外向型企業較多、經濟承受能力較強地區逐步提升綠色電力消費比例,需求側管理時優先保障綠色電力消費比例較高的用戶,推廣建筑光伏提升居民綠色電力消費占比,重點發展可再生能源制氫。

      在促進機制方面:綠色電力交易與可再生能源消納責任權重掛鉤機制,市場化用戶通過購買綠色電力或綠證完成可再生能源消納責任權重,做好綠色電力交易與綠證交易、碳排放權交易的有效銜接,研究在碳市場排放量核算中扣減綠色電力相關碳排放量。

      3、可再生能源補貼逐步退出,推動新能源發電企業參與市場化交易

      一直以來,可再生能源補貼是我國激勵新能源發展的主要措施。根據《可再生能源法》相關規定,我國自2006年起對可再生能源發電實行基于固定電價制度的補貼政策,由國家專門設立的可再生能源電價附加來補足風電和光伏發電電價與當地燃煤機組標桿電價的價差,在補貼扶持下,風電和光伏的裝機容量大幅增加。

      在推進碳達峰碳中和目標實現和能源轉型加速的背景下,由于可再生能源發展迅猛,可再生能源電價附加的收入無法滿足補貼的需求,電價補貼缺口日趨增大。據風能專委會測算,截至2021年底,可再生能源發電補貼拖欠累計在4000億元左右[4]。由于補貼資金缺口持續增加,補貼發放時間滯后,發電企業的現金流不及預期,實際的投資效益會受到不利影響,依靠補貼解決可再生能源電力的規?;y以為繼。

      2021年,風電、光伏等可再生能源已經實現了全面平價上網,在電力交易市場上相對于傳統的火電具備了價格競爭優勢。2021年國家發改委正式發文明確,中央財政不再補貼新備案集中式光伏電站、工商業分布式光伏項目和新核準陸上風電項目,新建項目實行平價上網,其上網電價按當地燃煤發電基準價執行,并鼓勵其自愿參與市場化交易形成上網電價,以更好體現光伏發電、風電的綠色電力價值。

      4、碳市場碳關稅約束日益趨緊,更多高耗能企業將進入綠電市場

      當前碳中和已成為全球的主流,國內外碳定價機制對高碳行業的約束日益趨緊。全國碳市場于2021年7月正式啟動了電力行業的碳排放權交易,“十四五”期間或將鋼鐵、有色、石化、化工、建材、造紙、電力和航空等七大高碳行業納入碳市場的交易范圍。同時,歐盟委員會也于2021年7月公布《歐盟關于建立碳邊境調節機制的立法提案》,2025年將正式開始征收碳關稅,首批納入鋼鐵、水泥、化肥、鋁、電力、有機化工、塑料和氫等行業,甚至外購電力的碳排放也將納入征稅范圍,從非歐盟國家進口上述產品將征收碳關稅,或按規則采購碳排放憑證[5]。隨著全國碳市場擴大行業范圍和歐盟碳邊境調節稅啟動,將有更多高碳高耗能企業進入綠電市場。

      二、我國綠色電力市場化現狀

      我國新能源市場化交易形式包括兩大類,一類是新能源參與常規電力市場進行交易,另一類則將風電和光伏發電等新能源從傳統電源分離出來,單獨設計為綠電交易品種,相當于在常規電力交易基礎上開辟了一個專門的交易通道,各個市場主體可以直接參與,通過雙邊協商、集中撮合、掛牌等方式達成交易,明確綠電交易電量、電價、執行周期、結算方式等,簽訂雙邊合同。截至2021年底,參與市場的新能源比例約占全國新能源發電量20%,以新能源省間市場化交易為主[6]。

      1、常規電力市場綠電交易情況

      常規電力市場有多種分類方式,按交易范圍分類可分為省內交易和省間交易,按交易標的分類可分為電能量市場、輔助服務市場和容量市場,按時間尺度分類則分為中長期交易和現貨交易。電力作為一種特殊商品,長期以來實行“計劃定價”,隨著國家發改委去年10月印發的《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》(下稱“1439號文”)落地實施,電價進入到“能漲能跌”的階段。同時,1439號文推動全部工商業用戶進入電力市場,市場交易電量規模大幅增加。2021年,全年市場化交易電量3.7萬億千瓦時,同比增長17.2%,占全社會總用電量的44.6%,是2015年市場化交易電量的近5倍。

      近十年來,我國新能源省間交易電量逐年上升。“十三五”期間,國家電網經營區累計完成新能源省間交易電量3372億千瓦時,年均增長率25.5%。其中,國家電網經營區2021年完成新能源省間交易電量1300億千瓦時,同比增長達到39.9%??缡^電力市場大部分采取“網對網”的掛牌交易方式,交易電量、電價均由國家指令性計劃和地方政府間的框架協議確定,作為市場主體的發用兩側無法直接參與市場競爭。近三年,跨區跨省新能源交易價格相對穩定,2021年國網經營區價格約為278元/兆瓦時[7]。

      2020年,國網經營區累計完成新能源省間市場化交易915億千瓦時,其中省間外送交易、電力直接交易、現貨交易和發電權交易電量分別為741億、110億、37億和27億千瓦時。完成新能源省內市場化交易657億千瓦時,其中電力直接交易和發電權交易電量分別為534億、123億千瓦時[8]。

      2、綠色電力交易品種及交易情況

      目前我國綠色電力交易品種包括綠證自愿認購交易、可再生能源超額消納量交易、綠色電力交易試點、以及分布式發電交易試點(隔墻售電)等,其交易標的、市場主體、交易模式、認購價格和交易周期等構成要素均有不同的設計。

      1)綠證交易情況

      綠色電力證書即可再生能源電力證書,簡稱“綠證”。綠色證書可以與物理電量捆綁銷售,同時代表電力的物理價值和環境溢價,也可和物理電量剝離,單獨銷售體現可再生能源的環境溢價。綠證的作用包括計量可再生能源電力配額,證明用電企業和個人消費綠色電力,也可進行交易和兌換貨幣。

      我國綠證交易的發展可以劃分成兩個階段,第一階段為始于2017年的綠證自愿認購交易,建立在試行的可再生能源綠色電力證書核發及自愿認購交易制度基礎上。第二階段是《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》提出的自2021年1月1日起實行配額制下的綠色電力證書交易,目前尚未正式施行。

      綠證自愿認購交易的初衷是彌補國家財政補貼資金的缺口、促進可再生能源消納,發電企業通過“綠證認購交易網”已售出的綠證,由電網企業按綠證對應的電量核減應發的國家補貼。在自愿認購階段,綠證掛牌價格的上限價格即為項目的電價附加補貼標準,掛牌價格不設下限。只有已納入國家可再生能源電價附加補貼目錄(一至七批)的陸上風電和地面集中式光伏電站項目可以申領綠證,其中,帶補貼的新能源項目交易電量將不再領取補貼或注冊申請自愿認購綠證,不計入其合理利用小時,實現了從計劃體系下的定量定價轉向由市場決策下的量價構成,通過市場機制分擔補貼,緩解補貼缺口壓力。

      我國第一階段的綠證自愿認購交易自2017年7月啟動以來,由于政策目標為彌補補貼缺口,有補貼新能源項目的綠證價格往往偏高,均價超過600元/個,認購率很低。截至2022年4月,風電和光伏項目綠證核發數量超過4200萬個,綠證認購平臺共登記認購數量為192萬個,認購比例不足5%。2021年中央財政正式取消對集中式光伏電站、工商業分布式光伏、海上風電新建項目的補貼,無補貼的平價新能源項目綠證進場交易,綠證價格大幅下降,線上掛牌均價為50元/個,線下大宗交易價格多在20-50元/個,平價綠證上線四個多月以來,交易量已經達到四年來綠證交易總量的20%以上。但交易仍然不夠活躍,主要受制于綠證的剛性需求不足以及對綠證的認可度不高等原因。

      盡管2020年《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》規定,自2021年1月1日起實行配額制下的綠色電力證書交易(以下簡稱綠證),同時研究將燃煤發電企業優先發電權、優先保障企業煤炭進口等與綠證掛鉤,持續擴大綠證市場交易規模。在實際運行中,盡管可再生能源電力消納保障機制(配額制)于2020年1月已開始實施,但由于初期各省消納責任權重指標比較寬松,除個別省份外基本能夠完成,大部分省份未將消納責任權重分解落實和考核到市場主體,實際執行的主要是電網組織的省間超額消納量交易,尚未形成用戶對綠證、綠電需求的推動作用。由于缺少配額制的有效加持,目前國內綠證市場仍是自愿市場,綠證買家主要是外資企業、出口加工企業及國內RE100企業等,市場仍持觀望態度。盡管2020年國內綠證已獲得國際綠證認證標準“100%可再生能源”(RE 100%)的認可,但屬于有條件認可[9],且目前國內綠證的法律依據和定價機制尚未理順,國內綠證能否在國際上獲得對碳抵消的認可也將成為后續發展的關鍵。

      2)綠色電力交易試點情況

      我國2021年9月開始試點的綠色電力交易是在常規電力市場中長期交易框架下設立的獨立綠色電力交易品種,目前參加綠色電力交易的產品為風電和光伏發電企業上網電量,條件成熟時擴大至符合條件的水電。

      對于中長期框架下的交易周期,《綠色電力交易試點工作方案》不僅提出了初期開展以年度(多月)為周期的交易,還鼓勵市場主體之間可簽訂5-10年的長期購電協議。此舉有利于市場主體通過長周期協議獲得較為穩定的價格,投資方也能夠以長期電力銷售形式獲取投資回報,并且長期購售電協議能夠預判市場對綠色能源的訴求,可作為綠色能源規劃的重要依據。

      2021年9月7日,我國綠色電力交易試點開展首筆交易,來自17個省份的259家市場主體,以線上線下(30.470, -2.13, -6.53%)方式完成了79.35億千瓦時綠色電力交易,成交均價較中長期協議溢價3-5分/千瓦時(較火電基準價上漲約2分/千瓦時),綠色電力交易的溢價部分可以視為綠證的價格,綠電溢價與目前平價綠證的價格相當。初步核算,此次交易可減少標煤燃燒243.6萬噸,減排二氧化碳607.18萬噸。來自上海的巴斯夫、科思創、施耐德、國基電子等多家行業龍頭企業簽訂了采購寧夏2022-2026年連續5年間、總計15.3億千瓦時光伏電量的訂單,完成全國綠電交易開市后的首批跨省跨區交易[10]。

      根據中電聯全國電力市場交易的數據統計,2021年度全國各電力交易市場綠色電力交易量達6.3億千瓦時,僅占當年市場交易電量的0.017%,2022年一季度綠色電力交易量已經達到21.7億千瓦時,粗略估計2022年全年綠色電力交易量將接近百億千瓦時。

      3)可再生能源電力超額消納量交易情況

      我國于2020年開始實施可再生能源消納責任制,每年由國家能源主管部門對各省電力消費設定可再生能源電力消納責任權重,包括總量消納責任權重和非水電消納責任權重,并開展年度考核。2021年下達全國最低可再生能源電力總量消納責任權重為29.4%、非水消納責任權重為12.9%,2021年實際完成值分別為29.4%、13.7%。甘肅、新疆未完成最低可再生能源電力總量消納責任權重,分別相差2.6和1.8個百分點,新疆未完成最低可再生能源電力非水消納責任權重,相差0.6個百分點。

      根據可再生能源消納責任制,超額完成可再生能源電力消納的市場主體,可以通過跨省電力交易將超額指標賣給未完成消納責任的省份。2021年全國首次開展可再生能源電力超額消納量交易,共有10個省參與省間交易,其中雙邊交易達成消納憑證轉讓245.5萬個,相當于可再生能源電量24.55億千瓦時,掛牌交易申報交易意向910萬個。

      4)分布式發電交易試點情況

      目前分布式發電市場化交易在全國范圍內推進較慢,在國家公布的首批26個試點項目中,僅江蘇省率先出臺了《江蘇省分布式發電市場化交易規則》并開始試點交易。2020年12月,常州市天寧區鄭陸工業園區5MW分布式市場化交易試點項目成功并網發電,成為國家全部試點項目中首個建成并網發電的項目。該項目采用光伏+農作物種植“農光互補”模式,預計年發電量680萬千瓦時,所發電量就近在110千伏武澄變電所供電區域內直接進行市場化交易[11]。2021年,山東省、浙江省也先后發布文件,鼓勵分布式可再生能源電力就地就近開發利用,開展市場化交易,當尚未開展實際交易。

      三、進一步推動綠色電力市場化的政策措施

      綠色電力的價值包括電能價值和環境價值兩個部分,而環境價值部分是綠色電力相對于火電最大的優勢。推動新能源全面參與市場化交易,一方面需要通過基于配額制的強制綠電交易市場以及推動新能源消納的各項政策形成穩定的綠色電力需求,另一方面要通過合理的交易規則和價格機制對環境價值部分給予正確定價,此外,可再生能源消納相關的補貼、配額以及多種市場化交易形式也應進一步統籌優化

      根據目前的政策走向,我們推測下一步將從如下幾方面推動綠色電力市場化:

      1、建立綠色電力交易與可再生能源消納責任權重掛鉤機制

      在2018年《可再生能源電力配額及考核辦法》征求意見稿中,能源主管部門提供了一個相對成型的配額制下綠證交易的框架,覆蓋配額分配、管理、考核和交易,被認為是提振綠電交易最重要的政策手段。主要內容包括:綠電配額由國家能源局按年度向各省市分配;由國家可再生能源信息管理中心核發綠電證書,證書有效期一年,可隨綠電的交易一同轉讓,也可與電量交易分離,在承擔配額的市場主體間流轉;分配到配額指標的市場主體,需從可再生能源發電企業或其他售電主體購入并消納綠電,或自發自用綠電,以獲得證書;當證書所載綠電量達到配額量時,經過核查后即為完成配額指標;配額發放及核算每年進行一次,未能獲得足額證書的主體,可通過向電網企業購買替代證書完成配額,否則將受到相應的處罰。

      2020年,“配額制”以“可再生能源電力消納保障機制”的形式正式落地,能源主管部門每年初滾動發布各省權重,同時印發當年和次年消納責任權重,當年權重為約束性指標,各省按此進行考核評估。根據“雙碳”目標的要求,2060年的非化石能源消費比重將達到80%,消納責任權重目標將不斷上升。

      “可再生能源電力消納保障機制”提及“自愿認購可再生能源綠色電力證書(簡稱“綠證”),綠證對應的可再生能源電量等量記為消納量”,為市場主體通過購買可再生能源超額消納量或綠證來完成消納留出空間,但配額制并未公布中長期的消納責任權重目標,每年公布年度目標無法形成長期穩定的市場預期,而且目前僅有可再生能源超額消納量的交易規則,并未詳細規定配額制下的綠證交易規則。發改委等七部門在《促進綠色消費實施方案》提出,進一步激發全社會綠色電力消費潛力,建立綠色電力交易與可再生能源消納責任權重掛鉤機制,市場化用戶通過購買綠色電力或綠證完成可再生能源消納責任權重,具體掛鉤機制將會對綠電交易至關重要。

      2、完善綠色電力交易規則和電價機制

      近兩年,能源主管部門、電網企業和電力交易機構在制修訂交易規則,以推動新能源自愿參與電力交易,充分體現新能源的環境價值和系統消納成本。當前的綠色電力交易規則體系,明確了可再生能源交易在執行中的優先地位,為新能源參與常規電力市場的中長期交易、現貨交易留出了接口,并且初步建立了綠證交易、綠電中長期交易以及分布式發電交易的規則體系。

      未來,一方面將繼續修訂完善常規電力市場中的中長期交易規則、現貨規則,建立與新能源特性相適應的交易機制,構建主要由市場形成新能源價格的電價機制,另一方面將建立健全綠色電力交易品種,將綠色電力交易市場主體從目前集中式陸上風電、光伏,擴大到水電、分布式電源、電動汽車、儲能等,完善目前的綠證自愿交易、綠電中長期交易、分布式發電交易等交易產品,開發配額制下的綠證交易、綠電現貨交易等。

      3、加大金融支持綠電市場化

      可再生能源行業的發展是我國綠色發展的重要內容,也是綠色金融的重點支持領域,近幾年,在綠色信貸、綠色債券和綠色保險等方面都有支持可再生能源行業發展的豐富實踐案例。未來,隨著可再生能源行業補貼的退坡,綠色金融對可再生能源行業的支持預計也將顯得更加重要。對于存量的補貼延遲支付的可再生能源項目,金融機構可依據《關于引導加大金融支持力度 促進風電和光伏發電等行業健康有序發展的通知》,按照商業化原則與可再生能源企業協商貸款展期、續貸等安排,并對補貼確權貸款給予合理支持,但目前,能否發放補貼確權貸款的核心障礙還是補貼還款預期如何。對于新建的平價風電光伏項目,可對綠電市場化的發展態勢保持密切關注。

      4、進一步統籌優化綠電相關政策

      近年來,為了實現碳達峰碳中和目標,推動可再生能源的消納,我國行政和市場政策雙管齊下,但舊有的補貼機制依然作用于存量可再生能源發電項目,新生的配額制、綠證交易、綠電交易,碳市場等相關政策和市場機制又相互交織影響,在促進綠電發展的同時也形成了一些新挑戰。例如:配額制框架下可再生能源超額消納量與綠證如何安排,常規電力市場新能源省間省內交易與綠電交易試點如何協調,綠電交易和綠證交易證電兩個市場證電關系如何平衡,綠證交易市場中有補貼項目和平價項目如何安排,綠電市場與碳交易市場重復支付環境費用的缺陷如何規范。在2030年新能源全面參與市場交易的大目標下,綠電相關的政策機制還將進一步統籌優化。

      責任編輯:張華

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