雙碳背景驅動下，我國在2030年單位國內生產總值二氧化碳排放要比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消費比重將達到25%左右，風電、太陽能發(fā)電總裝機容量將達到12億千瓦以上。今年3月，國家電網公司發(fā)布“碳達峰、碳中和”行動方案。方案提出，到2030年，公司經營區(qū)風電、太陽能發(fā)電總裝機容量將達到10億千瓦以上。
截至2020年底，京津冀（含京津唐電網、河北南網網）新能源裝機容量合計1.33億千瓦，新能源發(fā)電量合計8201億千瓦時。裝機容量和發(fā)電量占比分別達到36.11%和7.54%。在新能源裝機容量集中的冀北地區(qū)，截至2020年底，新能源裝機容量占比達到54.29%，發(fā)電量占比接近15%?？梢灶A見，為實現“碳達峰、碳中和”目標，充分利用新能源電力，未來10年內，京津冀區(qū)域，尤其是冀北電網新能源裝機容量和發(fā)電量的持續(xù)高速增長將對電網規(guī)劃建設和調節(jié)能力提出了更高的要求，對出臺配套機制的要求也愈發(fā)強烈。
2020年12月30日，為進一步通過市場機制促進清潔能源消納，國家能源局華北監(jiān)管局印發(fā)了《京津冀綠色電力市場化交易規(guī)則》（以下簡稱規(guī)則）及配套優(yōu)先調度實施細則。規(guī)則堅持新發(fā)展理念，賦能京津冀能源高質量協(xié)同發(fā)展，助力落實“綠色辦奧”原則，實現“碳達峰、碳中和”目標。
對綠色電力交易機制創(chuàng)新的理解
規(guī)則定位于在充分保障電采暖用戶、冬奧場館等重要用戶用電需求的基礎上，進一步培育市場主體市場意識，以市場化手段促進新能源發(fā)電充分消納。具體包括：
第一，以市場化的手段創(chuàng)新新能源消納機制。一方面，規(guī)則在新能源消納保障性收購政策基礎上，發(fā)揮市場在資源優(yōu)化配置方面的作用；另一方面，規(guī)則激發(fā)新能源場（站）市場參與積極性，便利用戶或售電公司與新能源場（站）簽約工作。
第二，實現綠色電力資源的區(qū)域性優(yōu)化配置。規(guī)則充分協(xié)調京津冀區(qū)域各省級電網新能源電量生產與消費不平衡，以市場化手段實現清潔能源高效消納、新能源發(fā)電合理定價，助力京津冀地區(qū)能源結構的清潔低碳轉型。
第三，充分滿足市場主體期望。規(guī)則設計雙邊協(xié)商、集中定價等交易品種。新能源場（站）具備定價權，能夠通過制定合理的交易策略擴大收益。批發(fā)用戶可以直接與新能源場（站）交易購買新能源電量，售電公司整合代理用戶與新能源場（站）交易購買新能源電量，滿足電力用戶的新能源電量消費的熱切訴求。
第四，促進市場主體意識轉變。規(guī)則貫徹“安全、綠色、高效、市場化”的發(fā)展理念，能夠引導市場主體改變固有觀念：新能源對雙邊協(xié)商、市場競價等交易形式持開放態(tài)度，而非堅持守住上網電價底線不放；火電企業(yè)理解并認可市場機制設計，主動變革經營管理體制、提升技術性能和運行效率，持續(xù)提升市場競爭力，而非將清潔能源視為假想敵。
對綠色電力交易核心理念的淺析
主體準入與退出方面，北京、天津、冀北、雄安地區(qū)電采暖用戶和冬奧場館設施等重要用戶由電網公司代理參與市場，其余用戶和售電公司可以在規(guī)則允許范圍內自由參與交易，在保證重要用戶用電需求的基礎上，能夠滿足市場主體的市場參與意愿，發(fā)揮售電公司整合資源、平抑價格風險方面的技術優(yōu)勢和重要作用。無正當理由退市的用戶，執(zhí)行1.2~2倍目錄電價，與中長期交易規(guī)則形成了有序銜接。
交易方式方面，規(guī)則在年度設計雙邊協(xié)商交易，在月度設計單邊掛牌交易、集中競價交易和雙邊協(xié)商交易。單邊掛牌交易僅限張家口地區(qū)電采暖用戶，由代理電網公司單向提出掛牌交易申請，可再生能源場（站）摘牌成交，成交價格由掛牌方確定，在保障重要用戶的用電需求的同時，控制用電成本。集中競價交易和雙邊協(xié)商交易針對除電采暖以外的其余用戶。其中，集中競價交易競爭充分，發(fā)現價格信號；雙邊協(xié)商交易按照發(fā)用雙方協(xié)商一致的量價締約，交易結果滿足雙方的價格期望。
電量認定方面，規(guī)則在協(xié)調市場化交易與優(yōu)先發(fā)電的有序銜接的基礎上，注重培育新能源場（站）的市場理念。交易價格不低于標桿上網電價的市場交易電量計入保障性收購年利用小時數，既能夠極大提升新能源場（站）可參與的交易空間，擴大收益水平，又能夠滿足用戶的綠電消費需求，多方共贏。新能源場（站）的利用小時數未達到保障性收購年利用小時數的，其缺額電量將不予補償，樹立強化市場主體的風險意識。
結算價格方面，規(guī)則明確區(qū)分了保障性收購年利用小時數電量、市場化交易電量，以及保障性收購年利用小時數和市場交易總和以外的電量的結算辦法。其中，保障性收購年利用小時數電量按照標桿電價結算，市場化交易電量按照通過雙邊協(xié)商、集中競價、單邊掛牌等交易形式形成的結算價格結算，其余電量按照市場保障性電價結算。
對綠色電力交易未來工作的展望
從現行市場舉例來看，以負荷聚合商之一的北京鑫泰能源股份有限公司為例，2020年該企業(yè)參與華北電網電力調峰輔助服務市場以來，代理數十家蓄熱電采暖、電儲能、充電樁以及工業(yè)用戶參與調峰市場，實現日調峰響應電量大約35萬千瓦時，每月促進清潔能源消納大約1000萬千瓦時。
新能源參與市場化交易已經邁出了第一步。接下來，本文認為有以下幾個方面可以做一些工作：
第一，加強頂層設計。持續(xù)完善京津冀綠色電力交易辦法，與碳交易、綠證交易共同構建全面、立體的新能源交易體系，以促進京津冀清潔低碳、安全高效的能源結構轉型，助力實現“碳達峰、碳中和”目標。
第二，加快開展市場組織工作。在充分做好京津冀地區(qū)各政府、電網公司、市場主體協(xié)調工作的基礎上，盡快開展京津冀綠色電力市場化交易，滿足具備社會責任感的電力用戶業(yè)已提出的綠色電力消納的深切需求。
第三，完善新能源場（站）交易方式。在條件成熟時，將綠色電力交易由電量交易細化為電力曲線交易。這既能發(fā)掘新能源的時空價值，為未來新能源規(guī)劃發(fā)展提供明晰的價格信號，又能實現與當前中長期合約“六簽”工作的有序銜接，形成京津冀多層次、多品種的電力市場交易體系。同時，鼓勵售電公司、批發(fā)用戶與新能源場（站）簽訂為期一年以上的長期合約。
第四，引入信用等級評級機制，關注合同履約。新能源出力的可控性和可預測性遠低于火電機組。因此，市場組織和運行中應當更加關注合同履約和運行評價，引導新能源場（站）持續(xù)提升出力預測水平，保障市場平穩(wěn)有序開展。同時，建議盡早建立綠色電力市場黑白名單機制，明確各市場主體的信用等級評價，為用戶選擇代理售電公司、交易雙方締約提供重要參考。
