山西电力市场下可再生能源消纳量交易机制的探索

焦锦绣

（晋能控股电力集团有限公司，山西太原 030001）

0 引言

随着我国“3060碳达峰碳中和”目标的提出，构建新型电力系统路径的实施，未来新能源装机容量和电量占比将不断增长，用户消费的电能中新能源占比也将不断增加。在电力市场不断深化改革的背景下[1]，给可再生能源电力消纳保障机制的实施和有效落地带来了真正的转机，消纳责任主体可通过市场交易方式获得绿色电力和绿证产品，完成可再生消纳责任权重指标，激发全社会消费绿色电力潜力，促进我国“3060碳达峰碳中和”目标实现。

可再生能源电力消纳保障机制是按照省级行政区域设定可再生能源电力消纳责任权重，在省级行政区域内需要根据自身特点编制具体的实施方案[2]。山西电力市场体系基本完善，可从市场机制上促进可再生能源电力消纳责任权重的完成，本文探索了可再生消纳责任权重在山西电力市场体系下的可再生能源消纳量市场机制，各消纳责任主体通过市场方式完成自身消纳责任权重，从而实现省级行政区域消纳目标。

1 山西省内可再生能源电力消纳责任权重分配方式

第一种按照省级行政区域的指标，直接向可再生消纳责任主体进行分配，这种方式简单易实现，但是各消纳责任主体资源禀赋不同，市场消纳责任主体的完成消纳量权重的难易程度差别较大，初期不利于市场稳定。第二种根据资源禀赋，由省级电网和地方电网企业承担非市场化可再生能源消纳责任权重，独立售电或配售一体化的售电企业、独立用户和拥有自备电厂的用户承担市场化可再生能源消纳责任权重，分配方法简单，且可有效减少市场交易额，利于各市场主体完成权重目标。第三种考虑用户主体的实际消纳贡献度进行分配，初期技术难以达到，较难落地。本文在第二种情形下，对各消纳责任主体完成情况进行核算和验证。

2 可再生能源消纳量市场机制[3]与山西电力市场的衔接

2.1 可再生能源消纳量市场机制探索的前提说明

目前山西省电力市场以“中长期市场+现货市场+辅助服务市场”为市场体系，构建了“新能源优先、全电力优化”的双优型市场[4]。新能源场站参与的市场交易品种如表1所示。

表1 新能源场站参与电力市场交易品种

山西省电力市场体系基本完善，新能源场站参与市场交易品种丰富，中长期交易品种大多是金融差价合约，且通过集中竞价和滚动撮合方式成交的电量等很难识别到对应的消纳责任主体，而可再生能源消纳量是实际物理消纳量，需对应到消纳责任主体。

2.2 可再生能源中长期交易消纳量与省内中长期交易市场衔接

新能源场站在国家政策配套下，有保障性电量，山西省市场为了减少不平衡资金，由省级电网企业按照非市场化用户每时段的用电负荷，依据新能源场站申报的每时段日前功率预测占比分配保障性电量，每时段保障性电量属于金融合约，消纳量作为省级电网和地方电网企业可再生能源保障性预消纳量P tyi，i▽T。

在中长期交易市场，新能源场站可与独立售电、配售一体化公司或独立用户，在年度、季度和月度通过双边协商方式签订中长期合约。年度、季度的分月分时段电量和月度分时段交易量之和，此部分中长期合约量作为独立售电、配售一体化公司或独立用户的可再生能源省内直接预消纳量P tyd，i▽T。

除了年度、季度和月度时间尺度的中长期交易外，新能源企业可参与旬集中竞价和滚动撮合交易和日滚动交易，既可以作为买方也可以作为卖方进行交易，成交量无法对应消纳责任主体，所以将每时段消纳量作为可再生能源市场预消纳量P tyb，i▽T。

新能源与自备电厂发电权转让交易，是通过月内或多日摘挂牌方式，新能源替代自备电厂发电，每时段消纳量作为自备电厂用户可再生能源预消纳量P tyz，i▽T。

2.3 可再生能源中长期外送消纳量与省间中长期交易市场衔接

山西是高比例新能源外送省份，新能源可通过网对网、点对网和点对点双边协商、集中竞价和摘挂牌方式，参与省间中长期交易且物理执行，外送中长期电量P tjz，i▽T，作为受端省份可再生能源消纳量，不作为省内消纳量。

2.4 可再生能源现货交易消纳量与现货市场衔接

新能源场站以申报日前功率预测曲线的方式参与现货市场，作为边界条件优先出清，在省内消纳空间足够的情况下，日前申报功率预测与出清功率预测曲线一致，如果省内消纳空间有限，仍有富裕电力，富裕电力可参与省间日前现货，成交后省间现货物理执行，更新后的日前计划作为最终的日前出力计划。运行日内，若超短期预测功率超出日前预测功率，提前2 h可将超出部分申报省间日内现货，进一步增加消纳能力并且物理执行，省内实时现货是场站运行日每时段的实发电量。因省间日前和日内现货P tjs，i▽T属于物理执行，作为受端省份可再生消纳量，不作为省内消纳量。省内日前现货计划作为可再生能源日前出清消纳量P tac，i▽T，省内实时现货作为可再生能源实际消纳量P tr，i▽T。

3 可再生能源消纳量二次分配方式

3.1 可再生能源金融消纳量折算物理消纳量

a）第i个新能源场站t时段可再生能源实际消纳量完成百分比。其计算公式为

其中，P tr，i为第i个新能源场站t时间实际发电出力；P tac，i为第i个新能源场站t时间日前出清电力；▽T为每个时段长度。

b）第i个新能源场站t时间段可再生能源保障性消纳量。其计算公式为

其中，P ti，i▽T为第i个新能源场站t时间段可再生能源保障性消纳量；P tyi，i▽T为第i个新能源场站t时间段以用定发分配到的预保障性消纳量。

c）第i个新能源场站t时间段可再生能源省内直接交易消纳量。其计算公式为

其中，P td，i▽T为第i个新能源场站t时间段可再生能源省内直接消纳量；P tyd，i▽T为第i个新能源场站t时间段再生能源省内直接预消纳量。

d）第i个新能源场站t时间段可再生能源省内旬和多日消纳量。其计算公式为

其中，P tb，i▽T为第i个新能源场站t时间段可再生能源省内旬和多日消纳量；P tyb，i▽T为第i个新能源场站t时间段可再生能源省内旬和多日预消纳量。

e）第i个新能源场站t时间段自备电厂用户发电权替代可再生能源消纳量。其计算公式为

其中，P tz，i▽T为第i个新能源场站t时间段自备电厂用户发电权替代可再生能源省消纳量；P tyz，i▽T为第i个新能源场站t时段自备电厂用户发电权替代可再生能源预消纳量。

f）第i个新能源场站t时间段可再生能源日前消纳量。其计算公式为

其中，P tr，i▽T为第i个新能源场站t时间实际发电出力；P tac，i为第i个新能源场站t时间日前出清电力；P ta，i▽T为第i个新能源场站t时间段可再生能源日前消纳量。

3.2 可再生能源二次分配消纳量的核算

除可再生能源保障性消纳量、省内直接双边消纳量、自备电厂用户可再生能源消纳量和省间中长期和现货交易量能对应到市场消纳责任主体之外，剩余量均无法对应，因此将剩余量称为可再生能源二次分配消纳量，作为可再生能源市场消纳量向独立售电、配售一体化公司、独立用户和自备电厂用户等市场化用户进行分配。

第i个新能源场站t时间可再生能源二次分配量为

其中，P ts，i▽T为第i个新能源场站t时间可再生能源二次分配量；▽T为每个时段长度。

3.3 可再生能源二次分配消纳量分配方式

可再生能源二次分配消纳量以免费方式向独立售电、配售一体化公司、独立用户和自备电厂用户市场化用户进行分配。

将可再生消纳量二次分配量在次月初按照市场化用户每时段的实际用电量比例进行分配。

4 可再生能源超额消纳量交易[5]

可再生能源超额消纳量为售电公司或独立用户主体在次月核算完自己的可再生责任权重任务后，拥有剩余的可再生能源消纳量，可以通过市场方式，向缺指标的市场化用户转让，给其他市场主体提供完成消纳责任权重的路径，释放超额消纳量P tc，i▽T价格信号，发现市场供需形势，引导新能源产业良性发展。

可再生消纳量超额消纳量P tc▽T交易周期为月度，交易主体为独立售电、配售一体化公司、独立用户和自备电厂用户市场化用户，交易标的为可再生能源消纳量，交易价格上限为每个新能源项目绿证交易的上限。交易时间安排在次月上旬，按照合同转让的方式，交易上月可再生能源消纳量指标。

5 可再生能源消纳量的绿证补充交易

新能源企业可通过销售绿证缓解补贴拖欠的问题[6]，未完成可再生能源消纳量的市场主体，可以通过购买绿证进行补充或者自愿购买绿证完成消纳量。

绿证交易的平台为全国绿色电力证书自愿认购交易平台，交易主体的卖方是国家可再生能源电价附加资金补助目录内的陆上风电和集中式光伏，买方可以是市场化用户以及其他符合条件的消纳责任主体，绿证交易价格上限为批复上网电价减去燃煤标杆电价。绿证无交易时间限制，7×24 h内交易均可，交易方式为单项挂牌和协议转让方式。

6 可再生能源消纳量和消纳责任权重核算

6.1 可再生能源消纳量月度核算

a）省级电网和地方电网企业可再生能源量月度核算。其计算公式为

b）独立售电、配售一体化公司或独立用户可再生能源量月度核算。其计算公式为

c）自备电厂用户可再生能源量月度核算。其计算公式为

6.2 市场消纳责任主体可再生能消纳量年度消纳责任权重核算

a）省级电网公司和地方电网年度消纳责任权重。其计算公式为

其中，Pi为省级电网公司和地方电网年度消纳责任权重；A为全年总月数；Qs为全省全年用电量；Ql为本省网损；Qo为厂用电量。

b）独立售电、配售一体化公司或独立用户年度消纳责任权重。其计算公式为

其中，Pd为独立售电、配售一体化公司或独立用户年度消纳责任权重。

c）自备电厂用户年度消纳责任权重。其计算公式为

其中，Pz为自备电厂用户年度消纳责任权重。

7 可行性分析

假设根据上述第二种消纳责任主体资源禀赋分配方式，省级电网和地方电网企业可再生能源电力消纳责任权重20%，独立售电、配售一体化公司或独立用户可再生能源电力消纳责任权重15%，自备电厂用户可再生能源电力消纳责任权重15%，某时段全社会净用电量（除网损和厂用电量）约为1.9万（kW·h）。

山西省用电量某100 MW新能源场站某时段上网电量2万（kW·h），“以用定发”保障性电量0.4万（kW·h），为可再生能源保障性预消纳量；年度、多月和月度双边协商总加0.3万（kW·h），为独立售电、配售一体化公司或独立用户可再生能源省内直接预消纳量；旬集中竞价和滚动撮合、日滚动撮合0.9万（kW·h），为可再生能源市场预消纳量；新能源替代自备电厂发电0.02万（kW·h），为自备电厂用户可再生能源预消纳量；外送中长期电量0.1万（kW·h），省间现货0.01万（kW·h）；省内日前现货0.17万（kW·h），作为可再生能源日前消纳量。

可再生能源实际消纳量完成百分比为95%，可再生能源保障性消纳量0.38万（kW·h），可再生能源省内直接消纳量0.285万（kW·h）；自备电厂用户可再生能源消纳量0.019万（kW·h），市场可再生能源二次分配量1.206万（kW·h）。

假设某独立售电、配售一体化公司或独立用户该时段用电占所有市场化占比为1%，可再生能源二次分配量为0.012万（kW·h），购买超额消纳量为0.09万（kW·h），购买绿证0张；自备电厂用户该时段用电占所有市场化占比为4%，可再生能源二次分配量为0.05万（kW·h），购买超额消纳量为0.05万（kW·h），购买绿证1张。

省级电网和地方电网企业完成可再生消纳责任权重20%，独立售电、配售一体化公司或独立用户完成可再生消纳责任权重15.3%，自备电厂用户完成可再生消纳责任权重15.8%。

8 结束语

经过探索研究，本文将可再生消纳责任权重与山西电力市场有效衔接，并通过免费分配可再生能源市场消纳量的方式，有效地解决了电力市场金融合同与实际消纳量不匹配的问题，设置超额消纳量和绿证市场机制，进一步增加市场消纳责任主体完成指标的途径，描述了各市场主体参与完可再生能源电力消纳责任机制后的核算方法，为完成山西省省级可再生能源电力消纳责任权重探索了市场化的具体实施路径，最后通过可行性分析，证明了该机制的有效性。