浅议双碳背景下的京津冀绿色电力市场化交易

双碳背景驱动下，我国在2030年单位国内生产总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费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。今年3月，国家电网公司发布“碳达峰、碳中和”行动方案。方案提出，到2030年，公司经营区风电、太阳能发电总装机容量将达到10亿千瓦以上。

截至2020年底，京津冀（含京津唐电网、河北南网网）新能源装机容量合计1.33亿千瓦，新能源发电量合计8201亿千瓦时。装机容量和发电量占比分别达到36.11%和7.54%。在新能源装机容量集中的冀北地区，截至2020年底，新能源装机容量占比达到54.29%，发电量占比接近15%。可以预见，为实现“碳达峰、碳中和”目标，充分利用新能源电力，未来10年内，京津冀区域，尤其是冀北电网新能源装机容量和发电量的持续高速增长将对电网规划建设和调节能力提出了更高的要求，对出台配套机制的要求也愈发强烈。

2020年12月30日，为进一步通过市场机制促进清洁能源消纳，国家能源局华北监管局印发了《京津冀绿色电力市场化交易规则》（以下简称规则）及配套优先调度实施细则。规则坚持新发展理念，赋能京津冀能源高质量协同发展，助力落实“绿色办奥”原则，实现“碳达峰、碳中和”目标。

对绿色电力交易机制创新的理解

规则定位于在充分保障电采暖用户、冬奥场馆等重要用户用电需求的基础上，进一步培育市场主体市场意识，以市场化手段促进新能源发电充分消纳。具体包括：

第一，以市场化的手段创新新能源消纳机制。一方面，规则在新能源消纳保障性收购政策基础上，发挥市场在资源优化配置方面的作用；另一方面，规则激发新能源场（站）市场参与积极性，便利用户或售电公司与新能源场（站）签约工作。

第二，实现绿色电力资源的区域性优化配置。规则充分协调京津冀区域各省级电网新能源电量生产与消费不平衡，以市场化手段实现清洁能源高效消纳、新能源发电合理定价，助力京津冀地区能源结构的清洁低碳转型。

第三，充分满足市场主体期望。规则设计双边协商、集中定价等交易品种。新能源场（站）具备定价权，能够通过制定合理的交易策略扩大收益。批发用户可以直接与新能源场（站）交易购买新能源电量，售电公司整合代理用户与新能源场（站）交易购买新能源电量，满足电力用户的新能源电量消费的热切诉求。

第四，促进市场主体意识转变。规则贯彻“安全、绿色、高效、市场化”的发展理念，能够引导市场主体改变固有观念：新能源对双边协商、市场竞价等交易形式持开放态度，而非坚持守住上网电价底线不放；火电企业理解并认可市场机制设计，主动变革经营管理体制、提升技术性能和运行效率，持续提升市场竞争力，而非将清洁能源视为假想敌。

对绿色电力交易核心理念的浅析

主体准入与退出方面，北京、天津、冀北、雄安地区电采暖用户和冬奥场馆设施等重要用户由电网公司代理参与市场，其余用户和售电公司可以在规则允许范围内自由参与交易，在保证重要用户用电需求的基础上，能够满足市场主体的市场参与意愿，发挥售电公司整合资源、平抑价格风险方面的技术优势和重要作用。无正当理由退市的用户，执行1.2~2倍目录电价，与中长期交易规则形成了有序衔接。

交易方式方面，规则在年度设计双边协商交易，在月度设计单边挂牌交易、集中竞价交易和双边协商交易。单边挂牌交易仅限张家口地区电采暖用户，由代理电网公司单向提出挂牌交易申请，可再生能源场（站）摘牌成交，成交价格由挂牌方确定，在保障重要用户的用电需求的同时，控制用电成本。集中竞价交易和双边协商交易针对除电采暖以外的其余用户。其中，集中竞价交易竞争充分，发现价格信号；双边协商交易按照发用双方协商一致的量价缔约，交易结果满足双方的价格期望。

电量认定方面，规则在协调市场化交易与优先发电的有序衔接的基础上，注重培育新能源场（站）的市场理念。交易价格不低于标杆上网电价的市场交易电量计入保障性收购年利用小时数，既能够极大提升新能源场（站）可参与的交易空间，扩大收益水平，又能够满足用户的绿电消费需求，多方共赢。新能源场（站）的利用小时数未达到保障性收购年利用小时数的，其缺额电量将不予补偿，树立强化市场主体的风险意识。

结算价格方面，规则明确区分了保障性收购年利用小时数电量、市场化交易电量，以及保障性收购年利用小时数和市场交易总和以外的电量的结算办法。其中，保障性收购年利用小时数电量按照标杆电价结算，市场化交易电量按照通过双边协商、集中竞价、单边挂牌等交易形式形成的结算价格结算，其余电量按照市场保障性电价结算。

对绿色电力交易未来工作的展望

从现行市场举例来看，以负荷聚合商之一的北京鑫泰能源股份有限公司为例，2020年该企业参与华北电网电力调峰辅助服务市场以来，代理数十家蓄热电采暖、电储能、充电桩以及工业用户参与调峰市场，实现日调峰响应电量大约35万千瓦时，每月促进清洁能源消纳大约1000万千瓦时。

新能源参与市场化交易已经迈出了第一步。接下来，本文认为有以下几个方面可以做一些工作：

第一，加强顶层设计。持续完善京津冀绿色电力交易办法，与碳交易、绿证交易共同构建全面、立体的新能源交易体系，以促进京津冀清洁低碳、安全高效的能源结构转型，助力实现“碳达峰、碳中和”目标。

第二，加快开展市场组织工作。在充分做好京津冀地区各政府、电网公司、市场主体协调工作的基础上，尽快开展京津冀绿色电力市场化交易，满足具备社会责任感的电力用户业已提出的绿色电力消纳的深切需求。

第三，完善新能源场（站）交易方式。在条件成熟时，将绿色电力交易由电量交易细化为电力曲线交易。这既能发掘新能源的时空价值，为未来新能源规划发展提供明晰的价格信号，又能实现与当前中长期合约“六签”工作的有序衔接，形成京津冀多层次、多品种的电力市场交易体系。同时，鼓励售电公司、批发用户与新能源场（站）签订为期一年以上的长期合约。

第四，引入信用等级评级机制，关注合同履约。新能源出力的可控性和可预测性远低于火电机组。因此，市场组织和运行中应当更加关注合同履约和运行评价，引导新能源场（站）持续提升出力预测水平，保障市场平稳有序开展。同时，建议尽早建立绿色电力市场黑白名单机制，明确各市场主体的信用等级评价，为用户选择代理售电公司、交易双方缔约提供重要参考。