“双碳”目标下市场主体促进绿色电力消纳机制研究

邹徐欢，张阳玉，王琪媛，马丽英，吴亚辉

［1.国网综合能源服务集团有限公司，北京100052；2.国网（北京）综合能源规划设计研究院有限公司，北京100052；3.山西大学电力与建筑学院，山西 太原030000］

1 背景

2020年9月，中国在联合国大会上提出“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”，即“双碳”目标。“双碳”目标的提出体现了我国走绿色低碳发展道路的坚定决心，更会使未来我国社会经济运行方式、生活消费方式和产业结构布局等方面发生广泛而深刻的变革。特别是在能源电力领域，“双碳”目标的提出以及新型电力系统的建设将加快绿色电力能源转型，新能源发电向主体性电源转变趋势愈发明显。

“双碳”目标对高比例绿色电力的诉求、“十四五”规划继续提升可再生能源在区域能源供应中的比重、新型电力系统建设、无补贴的平价时代全面到来等都是绿色电力消纳今后要面临的新形势。研究以“风光”为主的绿色电力消纳机制，可进一步提高可再生能源消费比重，降低二氧化碳排放量，为可再生能源发电机容量的扩充提供空间，为实现“双碳”目标提供支撑。

2 供给侧促进绿电消纳机制

2.1 火力发电商促进绿电消纳机制

“双碳”目标下，随着绿色电力并网规模的不断扩大，火电机组将逐步由提供电力、电量的主体性电源，向提供可靠电力、调峰调频能力的基础性电源转变。在技术层面，火电原则上具备秒级以上全时间尺度调节能力，通过节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”，在提升其灵活性的基础上，积极参与调峰服务，弥补电网调节能力严重不足的短板[1]。随着电力市场改革的不断深化、市场化补偿机制的不断完善，火力发电商将逐步突破窘境，更加积极地进行火电机组灵活性智慧化改造，以期获得多种收益，从而摆脱仅靠发电量获取收益的单一盈利模式。

2.1.1 火电灵活性改造

持续增加火电的灵活性将是贯穿“十四五”乃至“十五五”期间火电行业的主题。2021年11月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《全国煤电机组改造升级实施方案》，提出存量煤电机组灵活性改造应改尽改，“十四五”期间实现煤电机组灵活制造规模150BW。大力推动煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”是火电机组适应新形势新要求的重要发展方向，要实现的主要目标是拥有灵活的负荷适应能力、更广泛的燃料适应性和更符合用户需求的能源产品，重要的手段就是通过数字化推动火电厂的智慧运行。要实现上述目标，需要解决设备的安全运行问题、污染物超低排放问题、机组运行经济问题和机组智能化控制问题[2]。

2.1.2 参与辅助服务市场

目前我国主要依靠传统火电和水电机组承担电力系统调峰、调频等工作任务，而火电又是电力调频辅助服务的主力机组。从服务费用分摊的角度来看，在参与服务的各种能源类型中，火电机组虽然补偿费用最高，但分摊费用也最高，目前在辅助服务市场，可以通过火电联合自动发电控制（AGC）调频、调峰实现盈利。部分地区建立了按效果付费的调频辅助服务付费机制，按机组性能的调频付费模式使得火电机组捆绑储能共同提供服务。火电加储能AGC联合运行的主要机理是，利用储能毫秒级响应能力来实现更加精确的输入和输出，显著增强火电机组AGC调节性能，并更好地弥补发电机组对于调度指令产生的响应偏差。通过这种方法既能够提高火电机组的运行效率，降低运行成本，还提升了发电机组的灵活性价值。

2.1.3 发电权交易

发电权交易也称为发电权转让交易、替代发电交易，是以双边协商、集中竞价、挂牌等市场化方式实现发电机组、发电企业之间合同电量替代生产的交易行为。当出现煤炭紧缺、煤电价格倒挂、碳排放权限制等情况，部分高耗能火电机组可能会出现越发越亏的情况，此时，可以转让其发电权来获得相应收益。发电权交易是优化电源结构、促进节能降耗的主要手段。火力发电商可积极与新能源发电商达成中长期发电权交易，推进跨省区发电权的置换，降低火力发电商用能成本，减少弃风、弃光，使新能源发电商通过提高发电量增加效益，电网企业通过增加输送电量获取收益，各市场主体均实现共赢。

2.1.4 新能源打捆交易

国家发展改革委、国家能源局《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》强调了存量煤电项目可以扩大就近打捆新能源电力的能力。火力发电商可以通过利用自身煤电的容量所拥有的调节性并结合现有的输电通道，提高煤电与新能源的黏合度，就近布局新能源建设。调和火电机组发电计划与用电负荷的矛盾，提高发电系统整体效率的同时，提供对电网的调峰、调频和调相等多种功能，有效抑制大规模新能源发电并网后对电网的冲击，有效提升配电网的稳定性、可靠性及接纳分布式新能源的能力。

2.2 新能源发电商促进绿色电力消纳机制

新能源发电商可以通过自建或购买调峰能力来扩大并网规模，参与绿色电力交易试点、电力现货市场、联合虚拟电厂完成低谷弃电交易等方式获取收益并促进绿色电力的消纳。

2.2.1 自建或购买调峰能力

2019年，江苏、山东、新疆、西藏等省（自治区）陆续出台政策，鼓励建设相关储能设施，增加系统调节能力。2020年，各省陆续下发文件，将储能作为新能源项目的标配[3]。2021年8月，国家发展改革委、国家能源局下发《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，鼓励可再生能源发电企业自建储能或调峰能力增加并网规模、允许可再生能源发电企业购买储能或调峰能力增加并网规模。企业自建或购买调峰能力的方式有3种：①建设调峰能力，自主调节运行。②建设调峰能力，公网调度运行。③购买调峰能力，公网调度运行。

2.2.2 参与绿色电力交易试点

与常规电源相比，新能源发电产生的电量在物理属性和使用价值上没有区别，且具有“同质化”的特点。但在商品属性上却具有明显的差别，由于新能源发电过程零污染、零碳排放，绿色电力产品拥有环保属性，蕴含环境价值，即“同质不同性”。在以往“证电分离”的电力交易模式中，对新能源发电环保属性的还原不够充分。按照能源体制革命的总要求，打通能源发展快车道的一个重要落点是还原能源的商品属性。2021年9月，我国通过开展绿色电力专场交易，对参与绿色电力交易的新能源发电主体核发绿证，在流通环节将拥有绿色属性标识和权益凭证的产品直接赋予绿色电力产品，实现绿证和绿电的同步流转，从而充分还原绿色电力的商品属性[4]。目前，浙江、江苏、广东等地已开展绿色电力交易试点工作。随着绿色电力市场交易的常态化开展及相关机制的逐步建立，越来越多的新能源将在绿色电力市场上进行交易，必将进一步提高绿色电力的消纳水平，促进新能源的发展。

2.2.3 参与电力现货市场

电力现货市场是一种短期和即时市场，能够实时兼容新能源发电的波动性、随机性等特点，有利于扩大新能源电力的消纳空间。新能源发电企业可以凭借边际成本低的优势赢得更大的市场份额，这是运用市场化手段解决新能源电力大规模消纳问题的一种新的解决方法。2021年5月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》，提出稳妥有序推动新能源参与电力市场的观点。引导10%新能源项目的预计当期电量通过市场化交易竞争上网，市场化交易部分可不计入全生命周期以保障收购小时数。有关部门尽快研究建立绿色电力交易市场，推动绿色电力交易。

3 需求侧促进绿电消纳机制

随着电力市场改革的不断推进，供需双侧通过共同参与电力市场，通过物理上的电力协同控制和经济上的金融互补，可以最大限度地挖掘两侧特别是需求侧的负荷调节潜力，共同促进绿色电力的消纳。在政策方面，各地相继出台电力辅助服务市场交易规则，鼓励需求侧资源参与电力辅助服务交易。由新能源厂商支付补偿费用，需求侧聚合商获得辅助服务补偿费用。通过智能化设备控制或用户响应等方式，需求侧资源主要是通过调控柔性负荷和储能设备充放电来参与辅助服务，获得经济激励。通过聚合后的需求侧资源，具有更高的参与市场能力和系统可靠性，将有效提高需求侧收益和电力系统稳定性。加快推动实施需求响应，可以促进电力供需平衡、优化资源配置，同时，更能促进绿色电力消纳[5]。

3.1 储能与电动汽车提供辅助服务

华中电力调峰辅助服务市场允许储能装置、电动汽车（充电桩）、虚拟电厂等新型市场主体独立参与市场，或通过聚合商以聚合方式（虚拟电厂）参与市场。新型市场主体独立参与或以聚合方式参与市场提供的调节容量应不少于2.5 MWh，最大调节功率应不小于5 MW。河北南网电力辅助服务市场允许储能装置、电动汽车（充电桩）等第三方独立主体按照经营主体独立参与市场，也可通过聚合的方式由聚合商代理参与市场，聚合商代理的资源应按储能装置、电动汽车（充电桩）、电采暖等对资源进行分类，各类型资源分别以独立形式参与市场。第三方独立主体或由聚合商代理的自然人、法人单位需具有独立的电力营销户号，采集终端能实现电能在线监测、15 min电力电量分时计量与传输，且运行状态良好。

3.2 虚拟电厂聚合分散资源

虚拟电厂以电为中心将分布式发电、储能与负荷设备等聚合[6]，通过虚拟电厂内部源荷储各个单元的协调配合，让电网成为用户侧可调资源聚合共享的枢纽和平台，根据大电网运行需求和自身情况主动调节，实现“需求弹性，供需协同”和社会整体资源利用效率最优化，为电网安全运行和绿色电力消纳提供更好保障。目前，虚拟电厂促进新能源电力消纳的方式主要是作为调节资源参与需求响应市场、调峰辅助服务市场或作为一种可预测的变化负荷参与现货等主能量市场，还可以利用可调度资源与新能源场站灵活互动解决其并网考核问题。虚拟电厂可以聚合需求侧柔性负荷，通过引导用户主动在电网高峰时段削减用电负荷，或者在低谷时段增加用电负荷，从而消纳夜间新能源电力，对电力负荷进行再平衡，解决电力供需矛盾问题。

4 结语

4.1 火力发电向提供可靠电力、调峰调频能力的保障性电源转变

在电力体制改革和“双碳”的背景下，火电企业面临巨大的挑战的同时，也迎来了不一样的发展机遇。火力发电商应在支持国家政策走向的同时，从政策、市场、技术几方面着手，主动转变现有的观念，改变经营模式和提升技术水平，积极进行灵活性改造，参与辅助服务市场、发电权交易、多能互补项目等，实现在新型电力系统中维持良性运转的目标。

4.2 新能源发电商自建或购买调峰能力，积极参与各类电力市场

随着我国电力现货市场、辅助服务市场等市场机制建设不断完善、新型电力系统建设持续深入，新能源发电商有了更为坚实的消纳保障及更为丰富的交易模式选择。对于保障性收购部分，新能源发电商依旧可以通过省内、省间中长期交易来实现绿色电力的消纳。市场化交易部分，新能源发电商可以通过自建或购买调峰能力来增加并网规模，参与绿色电力交易试点、电力现货市场、联合虚拟电厂完成低谷弃电交易等方式消纳自身电量。

4.3 需求侧新兴市场主体可结合自身用能特点促进绿色电力消纳

需求侧资源参与电力市场是未来的发展方向之一，需求侧市场主体（如储能、电动汽车、数据中心以及虚拟电厂等）应充分考虑方案实施的环境，严密分析其技术和政策成熟度，进而选择合适的需求侧市场参与模式（如储能与电动汽车参与辅助服务及需求响应、数据中心参与绿色电力或绿证交易等）并积极推进其市场交易。