绿电交易关键问题及政策建议

 

一是市场主体区分存量和增量，存量项目基数电量作为优先发电保障收购，增量项目有序放开进入市场。存量带补贴项目的市场化电量按照现有各省区交易规则执行，通过市场化交易形成电能量价格，不影响补贴执行。现有存量项目基数电量约594亿千瓦时继续维持电网保障收购，作为优先电源供给居民、农业及电网代理的工商业用户。增量平价项目执行《南方区域绿色电力交易规则》，并根据本方案提出的市场发展阶段开展市场融合。存量带补贴项目承诺放弃、延后补贴，或补贴执行完毕，可以按照增量平价项目的方式入市交易。

 

二是建立促进消纳的更大范围市场机制，在省区市场充分消纳的基础上，区域市场作为兜底措施开展统一平衡，按照“统一市场、统一规则、统一组织、统一认证”的方式开展顶层设计。

 

区域市场注重加大省间新能源调剂力度、拓宽临时消纳渠道。绿色电力首先是电能量商品，可以按照一般商品的规则在区域市场自由流动、自主交易、优化配置。其次，绿色电力也具有波动性和间歇性，必须集合全区域各类调节资源开展更大范围的消纳平衡。“十四五”期间总体来看，新能源仍以省内消纳为主，跨省区临时送受电为补充。

 

新能源的波动性、间歇性首先在各省区内部调节平衡，各省区内部确无消纳手段时再组织跨省区临时消纳措施。以各省区内的多能互补打捆交易、发电权交易、调峰市场、容量补偿、储能及抽蓄交易等调节性市场机制为主。以跨区跨省的多日电能量、现货交易、发电权交易、抽蓄购电交易和调频市场作为重要调节手段和兜底措施。

 

在现货试点地区，或区域现货运作后，绿色电力出力预测作为市场边界，或以报量不报价方式优先出清，适时转为“报量报价”参与交易。

 

三是按照权责对等、控制风险的原则，绿电分两阶段稳步进入市场。

 

第一阶段。绿电按照原核定电网收购价格参与长周期交易，市场化比例较小，以基数电量兜底执行偏差，采用长周期结算或分时均价结算，较为稳妥地处理发电偏差风险，同时也无法获得与煤电等同的电能量价格。

 

第二阶段。当绿电进入市场比例不断扩大，基数电量难以兜底执行偏差，调节性电源的低谷调峰、高峰顶峰成本迫切需要通过分时交易体现价值和贡献，需要引导用电侧依据峰谷价格信号主动消纳新能源时，应进入市场第二阶段。在第二阶段，绿电市场化比例进一步扩大，交易价格可以与煤电价格趋同，在电力供应紧张时获得更高的溢价，更好地反映供需形势的变化。绿电参与分时交易、分时偏差结算，在现货试点地区应参与现货出清及偏差结算，并全面承担辅助服务分摊费用。

 

四是执行全国统一的绿证管理制度，推进绿色电力生产、交易、消费、结算等全生命周期的追踪溯源。南方区域设计“证随电走”“证电分离”两种绿证管理模式，由市场主体自主选择。 本文+内-容-来-自；中^国_碳+排.放_交^易=网 t a n pa ifa ng .c om