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1、绿电交易机制及绿电消纳保障市场机制目录目录I插图和附表清单III前言1第1章绿电交易机制的国际经验及我国实施现状31.1 美国绿电交易31.1.1 市场分类与参与方式31.1.2 适用经验总结41.2 欧洲绿电交易61.2.1 市场分类与参与方式61.2.2 适用经验总结121.3 我国绿电交易实施现状131.3.1 我国电力体制改革进展141.3.2 我国绿色电力交易实践171.3.3 我国绿色电力交易机制201.3.4 绿电交易成交电量及价格241.3.5 绿色电力消费凭证核发251.3.6 高比例可再生能源的电力市场建设25第2章考虑水电特性的保障绿电消纳的出清机制292.1 市场组织方
2、式及发电交易单元参与市场模式292.1.1 市场组织方式292.1.2 发电交易单元参与市场模式302.2 市场机制设计的原则与流程302.2.1 机制设计的原则302.2.2 市场机制的流程302.3 保障性消纳的现货市场出清模型322.3.1 考虑梯级水电竞价的现货市场出清模型332.3.2 可再生能源保障性消纳出清修正模型362.3.3 激励相容的结算机制372.4 仿真分析382.4.1 基础数据382.4.2 可再生能源消纳情况402.4.3 电价与结算情况412.5 总结42第3章绿电参与市场的重点考虑及完善绿电机制的建议433.1 绿色电力参与市场的重点考虑433.1.1 清洁能
3、源参与市场的重点任务433.1.2 市场化机制的实施方式443.2 绿电交易与电力市场及绿证市场衔接问题463.2.1 绿电交易面临的关键问题463.2.2 促进绿电交易的政策建议473.3 完善绿色电力交易机制的相关建议493.3.1 当前绿电交易机制中存在的主要问题493.3.2 完善我国绿电交易体系的政策建议51插图和附表清单插图和附表清单图1.1实体PPA：电厂运营商以参考价格交付电力8图1.2虚拟PPA：双方按照参考价格进行经济补贴间接交付电力9图1.32013-2020年不同可再生能源类型的PPA容量10图1.4计划用电逐步放开的配套文件15图1.5各省输配电价15图1.6区域输配
4、电价16图1.7电力交易时序图16图1.8全国区域输配线路图17图1.9我国绿电交易发展路径18图1.10可再生能源的双重属性18图1.112021年消纳责任权重19图1.1220202060年中国电源装机结构变化20图1.132021年消纳责任权重20图1.14绿电认证体系构建21图1.15有无补贴场站的区别22图1.16Ge）机制23图L17电力交易体系27图1.18电力市场层级28图2.1第一次市场出清及触发保障性消纳机制后市场出清情况32图2.2改进的IEEE30节点测试系统39图2.3市场出清结果中节点边际电价对比40表2.1机组运行参数39表2.2梯级水电站运行参数39表2.3可再
5、生能源消纳情况对比40表2.4IEEE30节点测试系统结算结果（方案3）41-IaJL-1-刖百全面推动碳达峰、碳中和目标的提出，为我国产业结构和能源结构绿色低碳转型提供了方向指引。2021年3月，中央财经委员会第九次会议强调，要把“双碳”目标纳入生态文明建设整体布局，构建以新能源为主体的新型电力系统。我国作为全球最大的新能源生产国，亟待出台促进绿色电力交易的指导文件，厘清绿色电力交易与现行各类支持政策和市场交易的边界。在国家电网有限公司的组织下，北京电力交易中心多次征求市场成员意见建议，研究编制了方案并报国家发改委批复，同时积极开展试点交易准备工作。2021年9月，国家发展改革委、国家能源局
6、正式函复绿色电力交易试点工作方案（以下简称方案），同意国家电网公司、南方电网公司开展绿色电力交易试点。我国正式启动绿色电力交易。这也是继国家开展绿证交易后又一大重要的促进绿色能源发展新举措。绿色电力交易是在现有中长期交易框架下，独立设立的绿色电力交易品种，引导有绿色电力需求的用户直接与发电企业开展交易，绿色电力在电力市场交易和电网调度运行中优先组织、优先安排、优先执行、优先结算。目前，参与绿色电力交易的市场主体，目前以风电和光伏发电为主，将逐步扩大到水电等其他可再生能源。绿电交易价格完全由发电企业与用户双边协商、集中撮合等方式形成，完全市场化绿电产生的附加收益归发电企业所有，向电网企业购买且享
7、有补贴的绿电，产生的附加收益用于对冲政府补贴，发电企业如自愿退出补贴参与绿电交易，产生的附加收益归发电企业。通过开展绿色电力交易，将有意愿承担更多社会责任的一部分用户区分出来，与风电、光伏发电项目直接交易，以市场化方式引导绿色电力消费，体现出绿色电力的环境价值，产生的绿电收益将用于支持绿色电力发展和消纳，更好促进新型电力系统建设。根据国家发改委信息，参与绿色电力交易的市场主体，近期以风电和光伏发电为主，今后将逐步扩大到水电等其他可再生能源。交易优先安排完全市场化上网的绿色电力，如果部分省份在市场初期完全市场化绿色电力规模有限，可考虑向电网企业购买政府补贴及其保隙收购的绿色电力。研究目的：鉴于绿
8、电交易对于推动我国双碳目标实现的重要性，本项目将从绿电交易的内涵及发展背景出发，分析绿电交易的特点以及存在的问题，进行绿电机制分析；针对绿电保障性消纳方面，研究市场出清机制；并进一步梳理我国绿电参与市场的重点考虑，给出完善我国绿电机制的建议。研究思路如下：本项目紧密围绕全国统一电力市场背景下绿电交易的建设进展及相关需求，分别从绿电机制分析、绿电保障消纳的市场机制，以及绿电机制政策建议三个方面开展研究。项目整体研究思路如下：研究内容一（绿电机制分析）:绿电交易机制的国际经验及我国实施现状分析，面向三峡集团的三大主要清洁能源类别：水电、风电和光伏，梳理国际主流市场中绿电交易机制的经验及我国绿电交易
9、的实施现状。针对美国和欧洲绿电交易的市场分类、参与方式进行梳理，并对适用经验进行总结；进一步，对我国目前绿电交易的现状进行综述，以期对三峡集团参与我国绿电市场交易提供有益的参考。研究内容二（绿电保障消纳的市场机制）：考虑水电特性的保障绿电消纳的出清机制，以风电、光伏、水电为主的可再生能源已成为我国重要的能源供应形式，也广泛参与到电力市场交易之中。本研究将可再生能源的保障性消纳纳入电力市场的机制设计之中，同时引入了梯级水电站的水位控制、水量平衡与梯级耦合等复杂约束，提出了现货市场在发生弃能时触发的保障性消纳出清机制。研究内容三（绿电机制政策建议）：绿电参与市场的重点考虑及完善绿电机制的建议，通过
10、梳理我国绿电参与市场的重点考虑，并基于此给出完善我国绿电机制的建议。面向三峡集团开展绿电交易的需求，对绿电参与市场的重点任务、实施方式及面临的关键问题进行总结；在完善绿电交易机制方面，首先分析当前绿电交易机制中存在的问题，进一步从总体发展层面、现期发展阶段和中长期发展层面，提出相应政策建议。在总体框架下，分别研究省间、省级现货市场运营监测体系及关键技术，并重点研究促进新能源消纳的监测评估方法，提出相关建议。第1章绿电交易机制的国际经睑及我国实施现状1.1 美国绿电交易美国在鼓励清洁能源消纳的实践中已探索了二十余年，电力市场建设兴起于20世纪90年代，通过各州政府的推动及各类市场主体的积极参与，
11、形成了强制市场与自愿交易并存、采购方式灵活多样的清洁能源消纳格局。1.1.1 市场分类与参与方式可再生能源参与的市场主要有强制的配额制(ReneWabIePortfolioStandard,RPS)市场和自愿交易市场。RPS是各州政府依据配额制相关法律法规建立的，目的是帮助承担配额义务的责任主体实现可再生能源配额目标，是一种基于电量的激励措施。政府对能源生产实行强制性的具有法律效力的数量规定，要求电力供应企业在规定日期之前按照不低于电力供给的某一比例提供可再生能源电量，该电量可来自自我生产，但更多的是来自市场购买，因而为可再生能源的出让配额构造了一个卖方市场。配额制体系常包括绿色证书(Rene
12、wableEnergyCertificates,RECs)交易环节，因此也被称为绿色证书制。目前美国已有29个州、华盛顿哥伦比亚特区和3个领地实施了配额制，责任主体的数量占美国全部电力零售商的56%；另有8个州和1个领地提出了非强制的可再生能源目标。自愿市场为有意愿采购绿电的消费者提供灵活多样的采购渠道，帮助企业履行可持续发展的社会责任，实现绿色发展的目标。在管制市场，绿电采购方主要通过公用事业绿色定价(UtiIitygreenpricing)和公用事业绿色电费(utilitygreentariffs)两种途径采购绿电;在半管制市场，绿电采购方主要通过竞价市场采购绿电；在放松管制市场，长期自愿
13、购电协议(PPA)是最常用的一种绿电采购方式。PPA有两种基本形式：一种是实体自愿购电协议(physicalPPA)0发电商与采购方签订绿电(包括绿证)购电协议，合同期限通常长达十至二十年；合同对项目开始的时间、电力输送时间计划、输电不足的罚款、支付方式，以及合作终止期等条款作了明确的规定。发电商与采购方必须在同一个绿电市场，以便实现实体电力输送。另一种自愿购电协议是虚拟自愿购电协议(VirtUalPPA),类似于差价合约。该协议下，发电商向批发市场出售电力，用户仍从原电力或电网企业购买电力并支付电费。当批发市场的电价低于虚拟协议中约定的价格时，购电方需要向发电商支付差价；反之，当批发市场的电
14、价高于虚拟协议中约定的价格时，发电商需要向购电方支付差价。这种方式可以有效避免市场价格的波动，而且由于不涉及实体电力的输送，采购方不需要与发电商位于同一个绿电市场。总体来说，可再生能源可通过两种方式参与电力市场：一是由售电公司与可再生能源场站签订长期PPA,代理可再生能源发电参与电力市场。在可再生能源配额制的要求下，作为配额承担主体的售电公司有签订长期PPA的积极性，打捆购买可再生能源电量连同对应的绿证；在电力批发市场中，同样由售电公司竞价出售可再生能源发电。二是可再生能源直接参与电力市场，并通过签订金融合约等方式规避市场风险。德州于2012年就达到了其2025的可再生能源配额制目标，而后清洁
15、能源依然呈快速发展态势，部分清洁能源项目很难找到售电公司与其签订长期购电协议，只得直接参与电力市场售电。此外，近年来PPA价格的连续下降是可再生能源直接参与电力市场的主要考虑因素之一。直接参与电力市场的情况下，可再生能源为规避现货市场风险，往往采用与金融类公司签订中长期金融协议或者与金融公司、大型科技企业等非售电公司签订虚拟购电协议方式规避市场风电。即通过长期协议约定清洁能源电量价格，根据电力市场价格情况“多退少补”，即当市场价格高于合约价格时，可再生能源企业将多得的收入返还给与其签订合约的金融公司或非售电公司；反之，由金融公司或其他公司弥补市场价格与合约价格之差。两种方式下，可再生能源发电商
16、以及与可再生能源签订PPA的售电公司不能直接在日前和实时市场报价，必须通过授权计划实体(QSEs)上报发电量和竞价价格，由QSES代表参与竞价、交易、结算。1.1.2 适用经验总结用电主体可同清洁能源企业签订大规模的长期合同，用于大量购买满足业务需求的可再生能源。通过批量购买的方式，直接向与用电主体位于同一电网的开发商购买可再生能源。从合同的角度来看，根据可再生能源行业颁发的可再生能源证书(REC),记录通过可再生方式生产的每单位能源。发电主体可以使用REC来证明自己生产了多少清洁能源，而用电主体则可以购买与自己的用电量相当的此类证书，并根据REC跟踪实际能源消耗量。持续构建日前市场和实时市场
17、，并允许发电企业与大用户通过中长期双边交易锁定发电收益。风电等清洁能源企业与其他常规火电基本采用同样的方式参与市场。在中部电力市场、德州电力市场、加州电力市场、PJM电力市场以及纽约电力市场中，可再生能源发电企业均直接参与日前和实时市场交易，同时申报发电量与发电价格，并以市场的统一出清价格或所在节点的节点电价结算发电量。对于风电等清洁能源的功率预测误差所造成的不平衡量，设置相应的惩罚机制。在纽约电力市场中，风电还允许参与年前组织的容量市场，并按照其峰荷时段的平均可用容量获取相应的容量费用。研究表明，风电在负荷峰时段的可用率大致为10-30%o由于可再生能源并网可能对电网运行的调峰、调频等辅助服
18、务需求造成增量成本，部分区域市场正在探索向清洁能源发电企业分摊全部或部分增加成本的机制。丰富辅助服务交易品种。可再生能源的发展是美国能源安全政策的重要组成部分，可再生能源发电的消纳也是各电力市场努力解决的重要问题之一。为了支持可再生能源消纳，美国辅助服务市场除了传统的调频、备用等品种以外，还创新引入了爬坡类产品，促进系统灵活性提升。加州ISO增加了爬坡能力的市场，保证获取足够的调节能力来应对可再生能源发电的波动；各ISO/RTO都采取了调频性能的补偿机制，鼓励调频资源积极跟踪系统控制信号等。另外，FERC也制定了支持新的电力技术应用的法令，比如允许分布式电源、储能、需求响应等资源参与容量市场、
19、调频市场。鼓励新兴市场主体参与市场。美国大力推动储能、需求侧响应等主体参与电力市场，要求各市场完善相关市场规则。建议我国研究建立需求侧资源、虚拟电厂、储能等新兴主体参与电力市场交易的机制，有效激发市场主体活力，以市场手段促进源网荷储良好互动，保障电网实时供需平衡，提高系统运行的灵活性。构建容量成本回收机制。随着清洁能源的高比例接入，火电在电力系统中的作用由提供电量逐渐转变为提供电力。容量市场优化是美国近年来电力市场的焦点问题，各市场均对其容量市场交易机制进行了改进，确保传统能源机组与可再生能源机组能够公平竞争；或者可通过抬高能量市场允许竞标价格，确保常规电源利益，德州市场是单一能量市场，为解决
20、大规模清洁能源发电对电量市场价格的影响，其主要做法包括：逐步提高发电报价上限，从而提高系统资源稀缺时段的电量价格，增加提供相应服务的发电盈利。建议我国研究建立容量成本回收机制，用于激励常规火电投资建设，保障系统发电容量充裕度、调节能力和运行安全，促进清洁能源消纳。美国绿电自愿市场结构明确且灵活多样，多样化的绿电供应和采购渠道进一步扩大了绿电市场，满足了各种消费者的不同需求。美国企业自愿采购绿电的驱动力既来自其社会责任意识，也来自直接的经济利益。一方面，企业通过采购绿电逐步承担起节能减排和推动社会可持续发展的责任;另一方面，可再生能源成本大幅降低使得企业采购绿电实际支付的成本较采购其他电力增加有
21、限，并且长期购电协议等采购方式有助于企业在一定时期内锁定电力价格。因此，将绿电自愿采购与企业产品绿色认证、税收优惠等机制逐步挂钩，企业的环境意识和社会责任能得到更有力的体现，企业采购绿电的积极性也一定会得到加强。1.2 欧洲绿电交易可再生能源在欧洲发展迅速，2020年发电量占比已经近40%,这与欧洲对可再生能源的激励政策密不可分，其中2009年发布的可再生能源指令和欧盟的能源气候目标起到了很大的作用。1.2.1 市场分类与参与方式多年来，欧洲推行了多种支持机制和特定的政策，各国政府积极分享其实践经验并相互学习借鉴设计可再生能源的政策支持机制需要谨慎的权衡各方利益，一方面要确保项目开发商获得足够
22、合理的投资回报来收回成本，另一方面要保证支持资金的使用最具成本效益。欧洲最广泛使用的可再生能源支持机制主要有以下五种类型：上网电价（Frr）、溢价补贴（FIP）、差价合约（CfD）或FIP递减、具有配额义务的绿色证书（GO）和投资补助。除了这五种最常见的类型之外，欧洲还使用了其他支持工具，例如贷款担保、软贷款、税收优惠和净计量等。每种类型的支持机制，可通过行政程序或通过招标程序来设置支持级别。比如在绿色证书计划中，配额义务确定了总体目标，（可交易的）绿色证书用于监控合规性并促进贸易，并且还可以通过招标程序或并使用行政程序来组织公众支持。不同的支持类型会影响到可再生能源项目开发商在项目规划和运营
23、阶段以及招标过程中的行为。与美国REC类似的能源属性证书市场是欧洲的一大特点。欧洲绿色证书的正式名称为GUarameeSofOriginS（来源担保证书，以下简称GO）,于2002年开始实施，所有欧盟成员国以及挪威、瑞士认可和实施Go制度。所有GO都要提供有关技术类别和发电项目信息等，可再生能源发电企业和电量购买企业、电力用户可进行双边交易（2017年前GO可在欧洲能源交易所市场进行开放交易，2017年开始只能在发电企业和买方之间进行双边交易），交易可跨境，可与电力销售相互独立。由于Go交易所受的限制较电力市场交易少，欧洲GO市场一体化程度高。操作方式上，欧盟通过2009/28/EC指令，要求
24、所有欧盟成员国必须建立国家GO登记处，建立了名为“欧洲能源证书系统（EECS）”的联合标准，并成立发行机构协会（AIB）负责管理。目前，20个欧洲国家符合EECS要求并使用AlB系统。通过各国国家登记处，可追踪每一个GO的发行、转让和撤回。如果电力消费者购买了GO,并作为交付或消费绿色电力的证明，则在证书登记处就相应取消GO,避免重复计算。Go有效期为自出具之日起12个月，即颁发的GO必须在12个月内交易或取消，否则证书过期，从系统中撤回。欧洲GO机制实际是绿色证书自愿市场，挪威、瑞典等国家同时建立了有配额义务的绿色证书强制市场，但与GO系统是相互独立的，且明确GO不能用在管控特定电力消费者的
25、配额机制上。此外，已经获得固定电价（FIT）或溢价（FIP）政策的电量也被排除在GO机制之外，如德国长期以来对可再生能源实施固定电价机制，有资格获得GO的可再生能源电量仅为可再生能源总电量的14%左右。2019年上半年德国可再生能源电量在其全部电力生产量中占比达到44%,如果德国用电企业或个人想要获得100%可再生能源电力，可行方式之一是购买GOo鉴于上述原因，德国购买方所购的大部分GO都是从其他国家进口的。GO价格由各可再生能源发电企业确定，近年来GO市场供大于求，价格水平较低，各国之间GO价格差异也较大，如比利时带有GO的电价比无GO的电价高出1-2欧分/千瓦时，德国则为0.5-0.8欧分
26、/千瓦时，挪威则仅约0.2-0.3欧分/千瓦时。从市场量看，2015年欧洲交易的GO量达到5500亿千瓦时，约占可再生能源发电总量的一半，覆盖面较广泛。在发展初期，可再生能源成本较高，直接参与电力市场没有价格竞争优势，欧洲许多国家主要采用固定电价机制，由配电网运营商以固定价收购可再生能源，由输电网运营商统一纳入现货市场。随着补贴机制不断演变，欧洲各国的可再生能源参与电力市场的程度越来越高。因为边际成本很低几乎接近零，所以可再生能源在日前市场通常是最优先竞价上网的电源。差价合约和溢价等补贴机制都鼓励可再生能源发电商直接参与电力市场，利用其低边际成本的价格竞争优势，提高清洁能源消纳能力。电力市场也
27、不断发展，来更好的适应波动性较大的可再生能源发电量的逐渐增加。除日前市场外，日内交易市场近年来逐渐活跃，交易产品种类也从拍卖和小时合约扩展到更细分的15分钟和30分钟交易，使得市场参与者能够在实时电力平衡前最大限度的调整风电和光伏出力的预测误差。欧洲电力市场相对成熟，中长期市场，现货市场和平衡市场协调配合，共同应对风电光伏波动性出力特性对电力系统的冲击。同时欧洲高效互联电网链接统一电力市场，跨国输电发达，实现了更大范围之内配置可再生能源。随着越来越多的项目达到电网平价，政府补贴也逐渐降低，推动可再生能源项目市场化，无补贴可再生能源购电协议(POWerPUrChaSeagreement,PPA)
28、在欧洲越来越受欢迎。也因为越来越多的公司提出了碳中和承诺，加入REl(X)全球可再生能源倡议,或者在法律上被强制要求公布其可再生能源在能耗或电耗中的占比，进一步推动企业可再生能源PPA采购。PPA是一些欧洲能源市场中经常使用的合同协议形式，用来规定发电商与购电方之间的电力销售条款。PPA通常是固定价格的长期购电协议，为买卖双方提供了确定的电量和价格。对于可再生项目开发商而言，PPA是获得有竞争力的项目长期融资的重要因素。传统PPA是由可再生发电商和公用事业公司之间就发电量采购达成的协议。然后，从公共补贴中寻求可再生价值的额外资金。而对于企业可再生能源PPA采购，可再生能源发电量和绿色价值都将出
29、售给企业买方。买方有意通过购买绿色电力来改善其环境足迹。企业PPA为买方提供了其电力购买来源的确定性，并避免了通过公用事业公司签订合同。PPA中约定的可预测收入以及针对市场价格波动的保险条款是激励卖方的动力。企业可再生能源PPA采购是在没有任何公共补贴的情况下达成的。与美国类似，欧洲的PPA的种类有很多，可以分为实体PPA(SleeVedOrPhySiCalPPA)和虚拟PPA(SyntheticorvirtualPPA)。合同条款包括如合同期、电量、电价、绿证价格、交割期、交割点等，成为买卖双方电力购售和银行融资的基础。实体PPA就是售电方和购电方直接签订，然后售电方再和电网公司沟通将电力输
30、送给给购电方，一般两者会在同一个市场区域，协议通常为15到20年，该方法的劣势在于协议条目繁多冗杂。而虚拟PPA则是一种由企业和售电方签署的金融差价合约，企业通过合约给定价格购电，售电方需要一份与电网公司签署的一份独立的授权管理合同，通过此合同来获得即期付款。图1.1实体PPA：电厂运营商以参考价格交付电力虚拟合同能够使得跨国企业可以签订风电光伏PPA项目，比如德国企业采购北欧国家或者西班牙的绿电，推动了PPA的快速发展，不用拘泥于本地发售用电。这既借助于欧洲统一电力市场和丰富的电力金融产品，绿电来源证书（GuaranteeofOrigin,GO）也起到了很大的作用。虚拟PPA合同机制下，售电
31、和用电方不需要位于同一电网甚至同一电力市场竞价区域，灵活性很高。波兰光伏电站PPA就是虚拟合同。固定价格的虚拟PPA近似于差价合约。购电方支付固定价格给售电方的风电场或光伏电站，收入则为电力现货市场价格以及绿证。图1.2虚拟PPA：双方按照参考价格进行经济补贴间接交付电力售电和用电方还可以同时参与电力市场，前者售电，后者从供电公司购电。相比之下，实体PPA虽然也可以参用电力企业向购电方收取中介费用的方式，来把售电侧的波动电价转为平滑的固定价格曲线，同时售电方提供绿证，但是灵活性还是不如虚拟PPAo2013年，欧洲只有3个国家开发了PPA项目，2020年增至13个。欧洲企业PPA采购累计装机容量
32、从IoOMW上升到2020年底的11GW,145个项目中的70%为风电项目，2020年，共签署了创纪录的51份购电协议，包括24份风力发电协议和24份太阳能发电协议。西班牙和德国的采购量遥遥领先，这大力推动了无补贴的商业可再生能源项目的发展。就发电量来说，光伏占PPA总发电量的43%,约为1.7GW,远远超过2019年的创纪录份额（29%）o太阳能PPA主要集中在西班牙，签署量超过1GW,其次是德国和法国。就装机容量来说，风力发电装机在己发布的PPA公告中继续领先，超过了2GW（52%）,剩余的PPA容量来自水电、风能和光伏项目。截至2021年7月，欧洲己通过公司电力采购协议（PPA）签订了总
33、计15.5千兆瓦的可再生能源合同。其中，公司承购商的合同容量比2016年和2017年增长了四倍左右。4.5OnshorewindOffshorewindSolarwind*solarBiomossHydro图1.32013-2020年不同可再生能源类型的PPA容量西班牙是签署企业PPA的主要欧洲国家之一。2020年，欧洲12个国家签署了近4GW的购电协议，其中西班牙占了超过1.3GW,约占总数的三分之一。2020年，太阳能PPA交易也集中在西班牙，签署量超过1GW,其次是德国和法国。2020年11月，瑞士制药公司诺华(Novartis)签署了五份PPA,这将为西班牙的产量增加超过275MW风能
34、和太阳能发电量。2021年，西班牙的企业长期购电协议将继续保持强劲势头，1月，DanOne宣布与IberdrOIa签署购电协议，每年为这家食品公司的西班牙业务提供73GWh的太阳能。该合同将持续十年，将成为欧洲最大的运营太阳能电场。荷兰的购电协议签订1.3亿瓦的可再生能源合同，其中的可再生能源大部分为风能。总体来说，欧洲经验从鼓励清洁能源主动参与市场的角度，主要形成了多种激励措施，分别包括固定电价制、溢价制、配额制、差价合约等形式。(1)固定电价制固定电价制具有强制上网、优先购买、固定上网价格等特点。其优势在于，市场启动初期，以“承诺时间+固定价格”给予投资者以合理的激励，能够实现能源规模快速
35、扩张，并且有利于预估清洁能源发展水平，推动政府决策的良性循环；同时，固定电价机制简单明了，在管理、操作层面具有较强的通用性，能够针对不同的清洁能源技术、不同的地区资源制定不同的电价，有利于降低清洁能源项目交易成本,实现交易品种的互补性与多样性。然而，其弊端也是不可忽视的：一方面，固定电价制主要依靠政府推动，市场主动竞争意识较弱，无法满足我国经济体制改革和电力体制改革的基本理念和发展模式；另一方面，其强制性和被动性不利于最大限度地降低清洁能源价格，无法反应清洁能源建设成本的优化空间，同样无益于针对全局的电源结构选择性建设合理的电源项目；此外，该制度的实施具有周期性，会随着社会发展和市场规划修订，
36、因此无论在管理成本还是投资计划上都会有较大投入，不稳定性也会增大。(2)溢价补贴制随着清洁能源开发规模的扩大，固定电价机制存在的弊端日趋显现，因此在2005年后，欧洲各国先后调整了固定电价补贴政策，以溢价补贴制的方式鼓励能源参与市场交易。清洁能源企业可选择从政府直接获取固定电价补贴，也可选择直接参与市场的溢价机制，且同样需要承担类似于常规电源的电力系统平衡义务，通过市场化方式提高消纳能力，从而获得较高的收益。溢价补贴机制实现了清洁能源发电由全额收购向市场化方式的转变，适用于清洁能源发电规模显著扩张的情况，此时由于发电成本已逐步下降，清洁能源具备更强的优势参与市场化交易。不过，在该机制下，清洁能
37、源在满足成本后可以以零电价甚至负电价参与竞争，这将会拉低市场的边际电价，可能影响其他市场成员的盈利。(3)配额制配额制的建立有力地促进了技术进步和成本降低，挖掘了清洁能源发电的“绿色”属性，并通过市场机制赋予其相应的经济价值。在实施配额制的过程中往往还进一步引入绿色证书交易制度，将清洁能源发电的“额度”表征为一种金融属性的、标准化的、可交易的“有价证书”，由相关的交易机构来制定绿色证书的实施办法，执行交易与结清。配额制通过法律保障与市场机制相结合的形式，有效促进了清洁能源主动参与市场以及自我融合发展，通过市场化消纳的方式平衡了其与常规机组的价格差异。同时，基于配额制的购电协议还可设定分时电价，
38、从而引导可再生能源依照价格信号安排发电。例如，在不同季节、工作日和周末分别设定电力负荷高峰和低谷时段，并通过协定适当的峰谷电价，激励可再生能源采取一定的功率调节措施，满足系统实时运行需求。值得注意的是，配额制在实施过程中应根据区域发展特性循序渐进。一是由于其针对的是市场主体交易行为，在电力市场体系构建过程中，无法避免地需要应对多种调整风险，包括价格、规模、时序等；二是配额制为通过市场化消纳清洁能源的机制，但同时也规定了清洁能源占据电力供给的比例，当存在规模较大的清洁能源发电商时，仍需避免垄断现象的发生；三是在配额制中，清洁能源参与市场化消纳的自由度较大，在监管规范、标准制定、体系建立等方面皆需
39、要考虑多种影响因素，以保证清洁能源电力产业的可持续性培育和远期发展。（4）差价合约机制差价合约机制建立后，清洁能源发电商参与电力市场方式不变，依旧通过竞价的方式参与电力市场。差价合约与溢价补贴相同之处在于，两种措施皆为鼓励清洁能源发电直接参与电力市场，利用清洁能源低边际成本的价格竞争优势，提高清洁能源消纳能力；不同之处则是差价合约机制给予清洁能源发电固定合约电价，溢价补贴机制给予清洁能源固定补贴电价。市场参考电价是差价合约的重要内容，用来反映市场电价，从而决定清洁能源发电商可以获得的差别支付。虽然参考电价不一定与电力交易的实际价格完全吻合，但是该价格的制定需要能够反映发电商能够获得的价格水平。
40、参考电价的制定，可以在一定程度上避免清洁能源发电商无限度压低市场竞价。可再生能源发电商会尽量以接近参考电价的水平竞价，从而获得差价合约的收益。1.2.2 适用经验总结因地制宜推进能源转型，发挥政策的多样化与创新优势。欧洲部分地区具备丰富的能源，地热、水电、风电、生物质供电、沼气等多种清洁能源在推动能源转型中扮演了各自的角色。针对不同类型的市场失灵状况，欧洲实行了多种经济政策工具，包括各种环境税、清洁能源补贴、能效补贴、排放交易体系、自愿减排协议等。例如对参与排放交易体系的企业进行环境税减免，以补贴政策激励促进自愿减排协议，形成了灵活有效的政策体系。中国作为一个幅员辽阔的大国，各地区情况差异很大
41、，各地应坚持因地制宜的原则，注重发挥好当地特色能源禀赋优势。创新竞争性交易机制。招标在欧洲的运转情况良好，由于拍卖的份额越来越大，会员国之间需要协调的情况也越来越多。为此，欧盟委员会正在开发一个电子平台，登记所有可再生能源拍卖。此外，还需要进一步利用新的商业模式，以支持最终用户和供应商直接联系，并促进较小规模的供应商在市场上发挥作用。可进一步发展的有前途的模式包括PPA的使用、市场上集成商的角色以及为分布式可再生能源项目制定协议和标准化合同，无论是单独的项目还是与能效项目结合的项目。加强地区之间的能源互联互济。实现更高比例的可再生能源发展，需要着力探索能源系统中可再生能源并网整合的解决方案。例
42、如北欧国家在推进区域能源一体化，开展能源及环境研究等领域具有广泛的合作。丹麦系统中各要素的高度灵活性促进了可变可再生能源发电的高比例渗透（约45%）,且弃电率接近为零。解决方案中还应包含系统灵活性方案，例如提高火力发电厂的灵活性、提高电力和热力系统的整合集成度和互连性。未来，储能的应用也会增加，不论是直接储能或是通过电加热和氢能的间接方式。我国也应积极推动水电、核电、风电、太阳能等清洁和可再生能源合作（包括技术、装备和资源等），推动形成区域“能源市场共同体通过对欧洲多元化政策执行情况的分析，“竞争性报价（拍卖）+长期PPA”模式更加适合当前的我国清洁能源发展，在补贴需求不增加的前提下，报价可以
43、低于煤电的基准价或煤电的“基准价+浮动价长期PPA意味着稳定的投资回报，降低投资企业的风险，降低项目成本，降低投标或拍卖的价格水平。此外，对于成熟度较低的可再生能源技术，这些项目在电力市场上没有经济竞争力，但至少可再生能源基金的前期收入确定了技术成熟度低的可再生能源项目的新装机容量规模，可采用差价合约方式，既能使可再生能源发电项目参与电力市场竞争，又能稳定投资回报，降低投资企业的风险。1.3 我国绿电交易实施现状近年来，全国市场化交易电量占全社会用电量比例稳步攀升，已经从2017年的26%提升到2021年的46%。“绿电交易”是在现有中长期电力市场化交易框架下，独立设立的交易产品，由用电企业与
44、发电企业通过PPA协议（购售电协议）的方式直接开展绿色电力交易，完成绿电交易的同时，用电企业将同步获得对应绿证，实现绿色证明和交易电量的“证电合一”。目前，可认证绿电的电站类别主要为陆上集中式风电和光伏项目，未来将逐步扩大到水电等其他可再生能源。整体上，中国的绿电交易市场处于建设初期，绿电交易并不普遍。在进一步推动双碳目标的背景下，越来越多的企业开始布局可再生能源电力，通过投资、采购可再生能源电力来实现其绿色可持续的发展战略。随着十四五期间,风、光发电量总体目标确立，电力市场化机制的改革深化和不断完善，绿电市场化交易将逐步成为规模化常态机制，并成为提升可再生能源消费需求的有效机制。但同时绿电市
45、场整体仍存在着一定阻碍，即绿电的区域供需市场不均衡、省间交易机制有待完善、规模化绿电需求尚未完全释放等。随着一系列鼓励企业使用绿色电力、畅通绿电采购渠道、提升绿电在整体能源消耗占比等实施细则出台，绿电交易的刚需场景将会逐步清晰，并成为电力市场化交易的主要产品之一。1.3.1 我国电力体制改革进展电力工业是国民经济的重要的基础产业，又是资金最密集、技术密集型和网络性行业,是社会公用事业的重要组成部分。中华人民共和国成立以来党中央、国务院十分重视电力工业的改革和发展电力管理体制先后经历了军事管制、燃料工业部、电力工业部、水利电力部、电力工业部、国家电力公司等九次改革,其中先后两次成立水利电力部、三
46、次成立电力工业部,目前正酝酿着第十次改革:在电力发展上先后提出“电力是先行工业”，“电力是先行官”，“能源工业的发展要以电力为中心”和电力工业要适应超前发展等指导方针。电力工业关系国家能源安全和国计民生,深化电力体制改革影响重大。“十一五”期间,我国的电力体制改革将以确保国家能源安全和电力工业可持续发展为前提，尽快解决厂网分开遗留问题尽快完成主辅分离改革任务,以全面推进电价改革为核心加快转变政府职能建立健全法规体系,推进三级电力市场体系建设,探索“放开两头、监管中间”的有效途径不断完善与我国国情和生产力水平相适应的电力体制。国务院5号文件明确提出,要“构建政府监管下的政企分开、公平竞争、开放有
47、序、健康发展的电力市场体系”,电力市场体系建设的目标任务和安排部署是明确和清晰的。党的十六届五中全会提出，要“进一步打破行政性垄断和地区封锁,健全全国统一开放市场建设由国家、区域和省级市场组成的完整电力市场体系既是我国目前电力市场的现实存在,也是发挥市场机制作用;打破垄断,引入竞争,提高效率,降低成本,促进发展实现更大范围、更大规模和更有效率优化配置资源的客观需要,更是实施国家能源发展战略,保障国家能源安全的必然要求。（一）计划电量逐步放开1.电量匹配：除了少量优发电量与电网代理购电匹配，计划电量逐步放开，与市场电量形成对应的经济和平衡关系。2.可再生能源消纳：D初期，可再生能源由电网保障收购
48、，通过火电基数电量滚动调节实现消纳。2部分由电网保障收购，部分“保量竞价”进入市场，由火电基数电量滚动调节，保证消纳。3大量可再生能源并网、火电基数电量取消，增加了传统调度方式的调节难度，电网保障收购压力巨大，更多新能源需要通过市场消纳。关于有序放开发用电计划的实施意见（发改经体（2015）2752号）（中发9号文配套文件）关于积极推进电力市场化交易诙令完善交易机制的通知（发改运行（2018）1027号）关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知（发改运行（2019）1105号）国家发展改革委关于进一步深化燃煤上网电价市场化改革的通知（发改价格（20211439号）图1.4计划用电逐步放开的配套文件（二）输配电价体系初步建立目前，各省级电网、区域电网和跨省跨区专项工程输配电价格已核定完成，为发售（用）电双方开展市场化交易创造了条件。浙江、山西等省级市场已经实施了输配电价机制，用户侧电价采取了“出清电价+输配电价的计价模式，其余市场也逐步应用了新的输配电价。
