清洁能源交易

清洁能源交易（共4篇）

清洁能源交易 篇1

0 引言

减少煤炭、石油等化石燃料的消耗,提高可再生能源的利用水平,是中国实现低碳发展的重要途径。电力系统,尤其是发电环节,担负着一次能源向二次能源的转换任务,承担着更多的减排责任。改变电源结构,提高可再生能源等清洁能源发电技术的应用比例是实现电力系统低碳发展的最为直接有效的手段。电力双边合约交易具有交易手段灵活、交易内容广泛和交易过程公平等特性,能为推进可再生能源有序并网起到积极的支撑作用。

国内外针对电力市场合约交易的相关问题展开了许多研究[1,2,3,4,5,6,7,8,9,10,11,12]。在英国,以双边交易为核心的电力生产交易监管体系一直伴随其市场化进程。其可再生能源与常规电源电能交易机制没有差别,都是通过远期、期货双边交易中签订双边合同约定在未来某一时间进行交易,结算时政府会对可再生能源电源进行相应的补贴,而且电网全部接纳可再生能源电源输出的电能。因此,对于尚处在电力工业市场化改革初期的中国电力双边交易,尤其是考虑可再生能源发电容量的双边交易,具有极强的借鉴价值。本文借鉴英国电力交易新模式,提出考虑可再生能源的双边合约交易模式,并建立了考虑电网企业收益最大化和发电企业收益最大化的双边交易优化模型。

1 包含可再生能源的电力双边交易计划的形成机制

可再生能源的发电时间和发电量存在极大的不确定性。为了保证交易电量如期交付,系统运营机构就必须通过平衡机制从现货市场中购入相应的电量(常规机组发电量)弥补合约市场中的电量缺口。也就是说,市场交易主体通过签订双边合约来稳定短期市场的价格波动,通过合约计划缓冲可再生能源输出电量的不平衡。这就要求购电方能够通过合约获取相应的可再生能源发电量,同时按照一定的交易规则在现货市场中自由地销售和购入电量。对双边交易进行计划优化意味着合约期内每一时段交付给购电方的电量是确定的,合约交易根据其结束时间排定。

通常为了鼓励可再生能源的发展,可再生能源发电量全部进入双边合约市场。由于可再生能源机组与常规机组的电能一起交易,并不进行区分,因此,对于包含可再生能源发电量的双边合约就需要通过一种平衡机制从现货市场中购电,确保交易电量能够如期交付。合约签订双方所追求的利益不同,发电企业偏好在电价更高的现货市场中交易,在增加现货市场中电能交易的同时削减双边合约确定的电量;同时,这对电网企业减少从现货市场中购电,增加合约交易电量也是有利的。

中国电力双边交易合约应涵盖从周到年时间跨度不等的中期双边合约。考虑到目前节能减排工作和低碳发展模式的要求,在电力双边合约市场需要保证清洁能源的发电容量占有一定的比例。以中长期合约的形式签订可再生能源发电量的双边合约,更易于在实现保证系统安全稳定的前提下,完全消纳可再生能源发电量。发电企业和电网企业可以根据市场情况在现货市场中调剂合约电量,但原则上必须保证合约电量正常交付。签订双边合约的双方中,供电方包括常规火电企业和可再生能源发电企业,购电方为电网企业。电网企业从发电企业购得合约电量后按照销售电价销售给终端用户。合约双方都会对现货市场中的价格水平作出预测,其中,由电网企业确定每一时段双边合约交易电量,发电企业必须保证交付电量与用户需求一致。

中国电力双边合约交易计划机制的交易过程如图1所示。在这种交易计划机制下,可再生能源发电量全部进入合约市场被消纳,常规火电发电量大部分进入合约市场,也有少部分进入现货市场。对常规火电企业而言,当其实际发电量不能满足已签订的双边合约电量时,也可以从现货市场中购入相应的电量弥补合约市场中的不足;对电网企业而言,当合约市场中交易电量富余时,可以将合约市场中的电量在现货市场中售出,实现更多的收益,但是必须保证可再生能源的优先消纳。从整体上看,包含合约市场和现货市场的双边交易计划机制就形成了一种平衡机制,在确保可再生能源发电出力最大化的同时,保证了整个市场的供需平衡和价格稳定,也使得交易双方的收益最大化。

2 电力双边交易计划的优化模型

为了实现上述电力双边合约交易的计划优化机制,合约期内的交付电量是确定的。假定将合约期等时段分为N等份。为简洁起见,并未考虑市场中的输电成本和辅助服务费用。同时还假设电网企业仅会达成一项双边交易。

2.1 电网企业追求收益最大化的数学模型

电网企业追求收益最大化,其目标函数为:

式中:S1为电网企业的期望收益;E为数学期望的表示符号;Pe,t为终端零售电价;ps,t为时段t现货市场预测电价,是一随机变量;ve,t为时段t出售给终端用户的电量;vsg,t为时段t电网企业从现货市场中购入的电量;vcs,t为时段t电网企业通过双边合约在现货市场中出售的电量;M为电网企业的双边合约电量;pc为合约价格。

时段t内输送给终端用户的电量为vcc,t+vcg,t+vsg,t而时段t双边合约下发电企业交付给电网企业的电量是vcc,t+vcg,t+vcs,t。其中,vcc,t为时段t可再生能源发电企业的售电量;vcg,t为电网企业销售给终端用户电量中通过双边合约购得的电量。由于Mpc是常数,期望收益最大化等价于现货市场和零售市场中的期望销售利润R1最大化,因此,可用下式代替式(1):

约束条件如下:

1)合约量总量平衡约束

2)销售给终端用户的电量平衡约束

3)双边合约下特定时段内的交付电量约束

式中:vtmin和vtmax分别为时段t合约交付电量下限、上限。

4)非负变量约束

除式(3)～式(6)外,其他的约束条件,如现货市场中购买和销售的约束条件也可考虑在内。

求解式(2)～式(6),电网企业即可确定合约期内交付电量vt(t=1,2,…,N)的预定计划,并向发电企业发布。

2.2 发电企业追求收益最大化的数学模型

发电企业追求收益最大化,其目标函数为:

式中:S2为发电企业的期望收益;Ct(·)为发电企业在时段t的生产成本函数;vths,t为时段t常规火电企业在现货市场中出售的电量;vsc,t为时段t发电企业从现货市场中购得的电量;vthc,t为时段t常规火电企业通过双边合约出售的电量。

发电企业的发电量为vcc,t+vtbc,t+zths,t,发电企业向电网企业支付的电量是vcc,t+vthc,t+vsc,t。由于Mpc是常数,期望收益最大化等价于现货市场和零售市场中的期望销售利润R2最大化,因此,可用下式来代替式(7):

约束条件如下:

1)每一时段内的发电量上下限约束

式中:vgtmin,vgtmax分别为发电企业在时段t的发电量下限和上限。

2)每一时段内双边合约规定的交付电量平衡约束

式中:vt为发电企业在时段t的发电量。

3)变量非负约束

式(2)～式(6)以及式(8)～式(11)是具有随机初始信息的高维多区间优化问题,约束条件(式(3))和(式(10))使得各时段内vt相互依存,某一时段内交付电量的增加会导致另一时段交付电量的减少。可采用非平凡数值程序来求解式(2)～式(6)以及式(8)～式(10)。

3 电力双边合约交易动态规划方法

通过动态规划手段[13],将式(2)～式(6)的整个问题分成N个更小的子问题进行计算,可以用下式表示时段t的目标函数(式(2)):

式中:t=1,2,…,N;R1t(ps,t,vt)为电网企业在时段t内获得的收入;vD,t为时段t+1至N期间按双边合约输送的电量;Ft(vD,t)为从时段t末一直到合约结束期间获得的收入,称函数Ft(vD,t)为时段t的未来收益函数(future revenue function)。

设定以下几个相关量:vDi,t(i=1,2,…,n)为从时段t开始按双边合约交付的电量,称vDi,t为时段t的合约状态,n为合约状态数量,vDi,t介于和M之间。在这一时间跨度内,这是均匀分配vDi,t的最佳方式。针对每一个vDi,t求解式(12)和式(3)～式(6),得到Fi,t(vD,t),Fi,t(vD,t)(i=1,2,…,n)是未来收益函数Ft(vD,t)的取点,如图2所示。

3.1 动态规划逆向算法与前向算法

在目标函数(式(2),式(8)和式(12))的期望值计算中,假设离散价格水平pst,t(j=1,2,…,m),每一价格水平的期望概率为ξj,t。本文建立了一种双边合约交易计划计算的动态规划算法,该算法具有顺逆推算特点。

1)逆向算法

步骤1:除了第1个时段只有几个数值为设定外,对于时段t,为了构建精确的未来收益函数,vD,t可设定10～12个值。vDi,t的数值显示了从时段t开始通过双边合约获取的电量。

步骤2:对时段t设定几个离散的随机现货价格psj,t(j=1,2,…,m),每一价格水平的期望概率为ξj,t。

步骤3:从最后一个时段开始计算。对于时段N,求解每一合约状态vDi,N(i=1,2,…,n)。目标函数为:

要求满足约束条件式(4)～式(6)和以下条件:

在时段N时,FN(vD,N)等于0。对每一个i而言,式(13)中的最优函数值都是时段N—1的FN-1(vD,N-1)上的点。

步骤4:利用最小二乘法处理步骤3得到的FN-1(VD,N-1)上的点。线性或二次函数FN-1(vD,N-1)表示时段N-1的未来收益期望值。

步骤5:求解时段N-1每一个合约状态vDi,N-1(i=1,2,…,n)。目标函数为:

满足约束条件式(4)～式(6)和以下条件:

式(15)中的函数值是时段N-2中未来收益函数上的点,其中,i=1,2,…,n。

步骤6:与式(15)～式(17)求解相似,对时段N-2,N-3,…,2内式(4)～式(6)进行求解。构建时段N-3,N-4,…,1内的未来收益函数。时段2形成的未来收益函数是时段1的未来收益函数。

2)前向算法

利用最初构建的未来收益函数,推算过程考虑了时段1,2,…,N,函数Ft(vD,t)(t=1,2,…,N-1)从逆向推算中可以得到。

步骤1:对于时段1,求解以下问题模型:

满足关于时段1的约束条件式(4)～式(6)和以下条件:

步骤2:对于时段2,

满足关于时段2的约束条件式(4)～式(6)和以下条件:

通过求解前一阶段的最优问题可以得到vcg,1,vcs,1的值。

步骤3:对剩余时段3,4,…,N继续进行计算。

前向推算逐步得到了变量vcg,t,vsg,t,vcs,t,vD,t(t=1,2,…,N)的最优值,可以确定双边合约下的交付电量。

由于时段t的数量N非常庞大,最优化问题式(2)～式(6)和式(8)～式(11)中变量数目大。现货价格ps,t具有随机性,在每一独立时段t中所要考虑就是预计价格ps,t的动态信息。

3.2 动态规划改进算法

为提高优化算法计算效率,在上述动态规划算法的基础上,把逆向算法和前向算法结合起来,从前向算法的始点和逆向算法的终点同时开始,分别向后和向前采用动态规划变步长二次寻优算法逐阶段递推,在2个方向的递推重合达到最优时,结束递推过程。其计算步骤如下。

步骤1:定义集合A和B分别表示二次寻优中逆向和前向递推时的状态变量集合,初始化时令A=∅,B=∅,∅表示空集。

步骤2:进行算法改进后的计算,令A=A∪Hb,m,B=B∪Gf,k,其中分别表示逆向和前向分别递推到m阶段和k阶段时的状态变量集合。

步骤3:判别A∩B≠∅是否成立。如果不成立则回到步骤2再次进行计算;如果成立,计算结束。

步骤4:输出最优化结果。

4 算例分析

假定存在一项已经签订的双边合约,双边交易的期限、起始点已商定,交易电量为150 MW·h。在合约期内,终端用户决定是否进行合约交付。假定合约期由3个长度相同的时段组成,表1给出了合约计划初始数据。

注:ps1,t,ps2,t,ps3,t,pe,t的单位均为美元/(MW·h);ve,t,vtmin,vtmax的单位均为MW·h。

逆向推算过程中终端用户构造了未来收益函数,假定终端用户针对各时段(除去第1时段)都假定了3种可能的合约状态。具体到时段3,各值分别为vD1,3=90 MW·h,vD2,3=115 MW·h,vD3,3=128 MW·h。对时段2,各值分别为vD1,2=50 MW·h,vD2,2=80 MW·h,vD3,2=90 MW·h。

求解时段3的式(13)、式(14)以及式(4)～式(6),时段2的式(15)～式(17)以及式(4)～式(6),得到如表2所示未来收益,未来收益函数可用线性函数近似表示。

在前向推算过程中,通过时段1的未来收益函数,终端用户解决了式(18)～式(20)和式(4)～式(6),而通过时段2的未来收益函数,终端用户解决了式(21)～式(23)和式(4)～式(6)。时段3的未来收益函数等于0。

目标函数(式(2))在解点上的值为2 049.82美元,反映了终端用户从现货市场和零售市场交易中获得的收益。根据式(1),如果合约费用小于2 049.82美元,终端用户将获得利润;如果合约费用超过此值将会导致终端用户的损失。

按照表3中的发电计划,发电企业求解优化问题(式(8)～式(11))。发电企业预测的现货价格水平不同于终端用户,时段内的电力生产受发电机组限制。发电企业的发电成本函数用二次多项式表示,表4给出了求解式(8)～式(11)的初始值。

MW·h

注:ps1,t,ps2,t,ps3,t的单位均为美元/(MW·h);Ct(vt)的单位为美元;vgtmin,vgtmax,vt的单位均为MW·h。

求解式(8)～式(11),估计一个可接受的合约费用,并确定在现货市场中的交易策略,表5给出了发电企业的双边合约计划结果。

MW·h

目标函数(式(8))在解点上的值等于-1 380.107美元,R2的负号表示发电费用和在现货市场中的交易费用。|R2|的值为发电企业提供了双边合约费用的最小可接受值,如果合约费用低于1 380.107美元,发电企业的生产成本就得不到补偿。根据动态规划改进算法,进行变步长二次寻优,最终输出的双边合约交易计划结果如表6所示。

此时,目标函数(式(2))和目标函数(式(8))在解点上的值分别为2 146.16美元和-1107.48美元。如果合约费用小于2 146.16美元,终端用户将获得利润,高于此值将会导致终端用户损失;如果合约价格低于1 107.48美元,发电企业的成本就得不到补偿。因此,对于协商签订双边合约安排的各主体来讲,可接受合约费用非常重要。由于改进算法采用逆向算法和前向算法结合,提高了寻优效率,比改进前计算时间相比平均缩短60%。

MW·h

5 结语

考虑可再生能源的电力双边合约交易,一方面能够实现电力交易的平稳性和安全性,另一方面也能够兼顾中国对节能减排和低碳发展的需求,是中国当前及未来电力市场发展的重要方向。按照双边交易的市场规则,在保障可再生能源发电容量完全能够签订合约的前提下,分别从电网企业和发电企业获得最大收益的角度,构建了电力双边合约交易计划优化模型;通过引入未来收益函数,提出了改进动态规划求解算法。算例分析表明,所构建的模型和求解算法合理可行。考虑可再生能源的双边合约交易计划的确定,关键需要确定合约费用,不同水平的合约费用直接影响终端用户的支付成本和发电企业、电网企业的盈亏水平。

摘要：根据对考虑可再生能源的电力双边合约交易的形成机制研究结果,建立了考虑电网企业收益最大化和发电企业收益最大化的双边交易计划优化模型,并采用一种改进的动态规划算法对模型进行求解。最后通过算例验证了考虑可再生能源发电容量的电力双边合约计划优化模型的合理性以及算法的有效性。

关键词：可再生能源,双边交易,动态规划,二次寻优

清洁能源交易 篇2

式发电

市场化交易试点的通知》答记者问

发布时间：2017-12-18 来源：国家能源局 大中小

近日，国家发改委、国家能源局印发《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，引起行业广泛关注。为方便各方准确理解政策要求，推动分布式发电市场化交易试点工作顺利开展，《中国电力报》记者专访了国家能源局新能源司有关负责人，就《通知》内容进行了解读。

问：为什么开展分布式发电市场化交易试点？

答：分布式发电位于电力消费场所或与之相邻，所发电力无需远距离及升降压传输。与集中式发电供电方式相比，具有减少电力损耗、节省输电费用以及减少对土地和空间资源占用的优点，特别是可就近利用清洁能源资源。2013年国家发展改革委发布《分布式发电管理暂行办法》，国家制定了支撑分布式发电的一系列政策。各级电网企业建立了服务分布式发电接入电网运行的制度和工作机制。

近年来，分布式发电发展逐步加快。但是，由于现有电力系统的技术体系、管理体制、市场机制是按集中式发电供电模式设计的，分布式发电所需的电网公共服务、电力市场交易机制以及政府管理体制仍存在较多缺失，分布式发电在电力利用方面的节能、经济性和安全性等优势还未充分发挥。国家发展改革委、国家能源局组织分布式发电市场化交易试点的目的是探索与分布式发电相适应的电网技术服务管理体系、电力交易机制和输配电价政策改革等，在试点探索和评估总结基础上，最终形成可普遍适用的分布式发电的技术、市场和政策体系。

问：分布式发电市场化交易是否仅限于“自发自用、余电上网”的项目？

答：分布式发电的特征是接入配电网运行且发电量在所接入的配电网内就近消纳，同时需要符合能效、环保、安全等方面的要求。《通知》未对分布式发电作“自发自用、余电上网”的限定。除了“自发自用、余电上网”项目可开展交易，分散开发的光伏电站和风电场接入配电网符合《通知》规定条件和接网电压等级并就近消纳的项目都可以开展交易。

问：分布式发电市场化交易对项目规模有什么要求？

答：《通知》对参与分布式发电市场化交易的项目的规模，也就是向电网输入的最大功率作了限制：接网电压等级在35千伏及以下的项目容量不超过20兆瓦（有自身电力消费的，扣除当年用电最大负荷后不超过20兆瓦），之所以做这样的限定是为了确保分布式电源的发电量在接入电压等级范围内就近消纳。此外，也允许分布式电源接入110千伏配电网，项目容量可以超过20兆瓦但不高于50兆瓦，发电量在接入的110千伏电压等级范围内就近消纳。按照配电网的技术体系，一般最高的电压等级是110千伏，分布式电源馈入配电网的功率不能向110千伏以上传送。110千伏以上的电压等级是220千伏，如果向220千伏侧反送功率，就不是分布式电源了，应对其按集中式电源管理。西北电网、东北电网的电压等级分级有些特殊，可参照上述电压等级划分方法。

问：分布式发电市场化交易机制是什么？

答：分布式发电项目单位（含个人）与配电网内就近符合交易条件的电力用户进行电力交易，并以电网企业作为输电服务方签订三方供用电合同，约定交易期限、交易电量、结算电价、“过网费”标准及违约责任等。分布式发电项目单位首先与能消纳其全部上网电量的电力用户进行交易，特殊情况也不排斥与一家以上电力用户交易。运营配电网的电网企业（含社会资本投资增量配电网的企业，以下简称电网企业）承担分布式发电的电力输送，并配合有关电力交易机构组织分布式发电市场化交易，按政府核定的标准收取“过网费”。电网是一个电力输送、维持发用电平衡和系统稳定运行的平台，由于大多数分布式发电项目不能提供稳定发电，实际上电网企业要承担电力用户保底供电责任。

问：试点区域实行什么样的市场交易模式？

答： 一是直接交易模式。这也是本次试点的主推模式，分布式发电项目与电力用户进行电力直接交易，向电网企业支付“过网费”。交易范围首先就近实现，原则上应限制在接入点上一级变压器供电范围内。分布式发电项目自行选择符合交易条件的电力用户，并以电网企业作为输电服务方签订三方供用电合同，约定交易期限、交易电量、结算方式、结算电价、所执行的“过网费”标准以及违约责任等。

二是委托电网企业代售电模式。分布式发电项目单位委托电网企业代售电，电网企业对代售电量按综合售电价格（即对所有用户按照售电收入、售电量平均后的电价），扣除“过网费”（含网损）后将其余售电收入转付给分布式发电项目单位。双方约定转供电的合作期限、交易电量、“过网费”标准、结算方式等。该模式主要是考虑有些分布式电源很小，如家庭（个人）屋顶光伏发电（3-20千瓦）；以及有些项目虽然容量较大，但自己没有能力或不愿花费精力寻找直接交易对象等原因，希望电网公司代理售电。关于综合售电价格，《通知》未作明确规定，留给试点地区的电网企业，由其结合实际确定分布式发电消纳范围，考虑所涉及电力用户的电价差别等因素确定。

三是电网企业按标杆上网电价收购模式。在试点地区不参与市场交易的分布式发电项目，电网企业按国家核定的各类发电的标杆上网电价全额收购上网电量，但国家对电网企业的度电补贴要扣减配电网区域最高电压等级用户对应的输配电价。该模式实际上是将电网企业作为分布式电源的购电方，主要考虑是在试点地区已经存在的分布式电源，现在已执行电网企业全额收购，也不一定非要改为前两种，而且在试点完成全面实行分布式发电市场交易后，如果有的地方依然选择电网企业统一收购分布式发电项目电量的模式，也应允许。还有特殊情况，直接交易的分布式发电项目失去了与其交易的用户或在就近范围不存在符合条件的交易对象，而所在区域又没有电网代售电模式，则分布式发电项目发电量仍应由电网企业收购，此时也是一个兜底方式。对分布式发电项目单位而言，这与现在电网企业按标杆上网电价收购没任何区别；但对电网企业而言，国家在补贴政策上要扣除未承担输电业务的上一电压等级的输电价格，其结果是减少了国家的补贴支出。

问：“过网费”标准确定原则是什么？

答：“过网费”是指电网企业为回收电网投资和运行维护费用，并获得合理的资产回报而收取的费用，其核算在遵循国家核定输配电价基础上，考虑分布式发电交易双方所占用的电网资产、电压等级和电气距离。分布式发电“过网费”标准按接入电压等级和输电及电力消纳范围分级确定。当分布式发电项目总装机容量小于供电范围上年度平均用电负荷时，即可认定该项目的电量在本电压等级范围消纳，执行本级电压等级内的“过网费”标准，超过时执行上一级电压等级的过网费标准（即扣减部分为比分布式发电交易所涉最高电压等级更高一电压等级的输配电价）。此时该分布式电源对电网运行的影响已扩大到上一级电压等级范围，已按接入上一级电压等级配电网对待，理应承担上一级电压等级的过网费。分布式发电项目接入电网电压等级越低且消纳范围越近，则“过网费”越少。

过网费=电力用户接入电压等级对应的输配电价－分布式发电市场化交易所涉最高电压等级输配电价。例如，某电力用户以10千伏电压等级接入电网，一个5兆瓦分布式发电项目接入该10千伏线路所在变电站的高压侧35千伏，则过网费=10千伏输配电价－35千伏输配电价；若一个30兆瓦分布式发电项目接入35千伏侧，但功率已超过该电压等级供电范围平均用电负荷，则过网费=10千伏输配电价－110千伏输配电价。

问：“过网费”标准如何制定？

答：“过网费”由试点地区省级价格主管部门会同能源主管部门提出具体的核定标准和办法，省级价格主管部门依据国家输配电价改革有关规定制定，并报国家发展改革委备案。与分布式发电项目进行直接交易的电力用户应按国家有关规定缴纳政府性基金及附加。但是按《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，对分布式光伏发电自用电量免收可再生能源电价附加等针对电量征收的政府性基金，对此类分布式应落实好相关政策。“过网费”核定前，暂按电力用户接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价（含政策性交叉补贴）扣除分布式发电市场化交易所涉最高电压等级的输配电价执行。

问：消纳范围如何认定？

答：分布式发电项目应尽可能与电网联接点同一供电范围内的电力用户进行电力交易。开展试点的消纳范围可以是同一台区、同一座变电站（电压等级在110千伏及以下）、跨越不同变电站（变电站之间存在110千伏及以下的线路直接联系）等几个情形。但不宜跨更高电压等级消纳，即若变电站之间无110千伏及以下的线路直接互联，需要通过220千伏及以上电压等级转供的，不属于试点所推行的分布式发电市场所交易所适合的范围。为此，分布式发电市场化交易所涉及的最高电压等级不应超过110千伏。

各分布式发电项目的电力消纳范围由所在市（县）电网企业及电力调度机构（含增量配电网企业）核定，报当地能源监管机构备案。由于分布式发电项目同一接入网点的容量后续可能变化，所接入变电站的年度平均用电负荷也是变动的，为此，电网企业每年都要对分布式发电项目所进行电力交易涉及的电压等级及范围核定。

问：如何组织分布式发电市场化交易？

答：一是建立分布式发电市场化交易平台。试点地区可依托省级电力交易中心设立市（县）级电网区域分布式发电交易平台子模块，或在省级电力交易中心的指导下由市（县）级电力调度机构或社会资本投资增量配电网的调度运营机构开展相关电力交易。在省级电力交易机构可以提供分布式发电市场化交易服务的条件下，可由省级电力交易机构承担，但该交易不同于常规电力交易，为此应制定专门的交易规则。考虑到分布式发电市场化交易是一种简易电力交易行为，如果市（县）级电网企业有能力组织，也可以将交易平台设在市（县）级电网企业，更便于将交易与电网运行、电费收缴、结算相衔接。

二是审核交易条件。符合市场准入条件的分布式发电项目，在已向当地能源主管部门办理项目备案的前提下，经电力交易机构进行技术审核后，就可与就近电力用户按月（或年）签订电量交易合同，在分布式发电交易平台登记。经交易平台审核同意后供需双方即可进行交易，购电方应为符合国家产业政策导向、环保标准和市场准入条件的用电量较大且负荷稳定企业或其他机构。电网企业负责核定分布式发电交易所涉及的电压等级及电量消纳范围。

问：分布式发电市场化交易平台应有哪些技术要求和条件？

答：一是分布式电力交易信息管理系统。交易平台应具备以下主要功能：申请参与分布式电力交易、递交双边电力交易合同、接受分布式售电方上网交易电量预测。交易平台负责对交易双方资格进行审核，对交易电量进行计量和结算。

二是分布式电量供需平衡管理。不要求分布式发电（尤其是光伏和风电）作为售电方的上网电力与购电方的用电负荷实时平衡。分布式发电企业与用户的供需合同为电量交易合同，实时供电和偏差电量均由调度机构自动组织实现电力电量平衡。调度机构（一般由地调承担或增量配电网调度机构承担）负责建立分布式发电（电量）交易结算系统，按月进行购售电量平衡并结算。

问：交易规则如何编制？

答：试点地区的省级发展改革委（能源局）与国家能源局派出机构，在省级电网公司技术支持下，编写区域分布式电力交易规则。交易规则应至少包括以下方面内容：一是交易模式，应说明选择哪一种交易模式，明确交易双方和电网企业的权利、责任和义务，提供交易合同的模板；二是电力电量平衡机制，主要是明确电网企业在分布式发电项目不能按预测发电或少发电时调用其他电力来源（如从上级电网购电）满足系统发用电平衡以及用户的可靠供电；三是电费收缴和结算，明确电网企业负责电力用户全部电量的计量和电费收缴，将交易部分电量扣除“过网费”后支付给分布式发电项目单位；四是“过网费”标准，应按《通知》中“过网费”核定原则，结合当地实际，明确不同消纳范围的“过网费”收缴。

问：电网企业应承担哪些责任和服务？

答：一是电网企业对分布式发电的电力输送和电力交易提供公共服务，只向分布式发电项目单位收取政府核定的“过网费”；二是依托电力交易中心或市（县）级电力调度机构或社会资本投资增量配电网的调度运营机构建设分布式发电市场化交易平台；三是电网企业及电力调度机构负责电力电量平衡和偏差电量调整，确保电力用户可靠用电以及分布式发电项目电量充分利用，也就是说保障用户可靠供电仍由电网企业负责，仅仅是在电网企业与用户的电费结算中将分布式发电交易电量对应的电费在扣除过网费后转付给分布式发电项目单位；四是电网企业负责交易电量的计量和电费收缴，交易平台负责按月对分布式发电项目的交易电量进行结算；五是在实行可再生能源电力配额时，通过电网交易的可再生能源电量计入当地电网企业的可再生能源电力配额完成量。

问：有关补贴政策标准如何确定？

答：纳入分布式发电市场化交易试点的可再生能源发电项目建成后自动纳入可再生能源发展基金补贴范围，按照全部发电量给予度电补贴。光伏发电、风电度电补贴标准适度降低。单体项目容量不超过20兆瓦的，度电补贴需求降低比例不得低于10%；单体项目容量超过20兆瓦但不高于50兆瓦的，度电补贴需求降低比例不得低于20%。度电补贴均指项目并网投运时国家已公布的标准，度电补贴标准降低是针对启动分布式市场化交易试点后建成投运的项目。享受国家度电补贴的电量由电网企业负责计量，补贴资金由电网企业转付，省级及以下地方政府可制定额外的补贴政策。

问：分布式发电市场化交易机制对电网企业的利益是如何考虑的？

清洁能源交易 篇3

关键词：可再生能源；配额制；绿色证书；市场机制；外部性

一、引言

与世界其他国家的能源战略类似, 中国的能源政策有一个明显的导向，就是化石燃料的替代能源开发。包括可再生能源和新能源的开发利用，例如风电、太阳能、水电、核能等。自2006年《可再生能源法》正式实施以来，可再生能源进入了一个前所未有的快速发展时期。但在飞速发展的同时，也不可避免的出现了一些问题。相继出台的一些具体政策，对于可再生能源的发展均有着一定程度的制約。

德国、美国以及荷兰等可再生能源市场发达的国家，配额制是保证可再生能源市场又好又快的发展的一项基本政策。从目前国外成功的配额制实施情况来看，与配额比例相当的可再生能源电量可以在各地区（各电网）间进行交易，这种交易过程是通过绿色证书来实现的。绿色证书交易机制在荷兰等可再生能源发达国家取得了巨大的成功，极大的促进了可再生能源产业的发展。

本文首先分析绿色证书交易制度较之政府直接调控的优点，再通过建立一个二元主体模型分析绿色证书交易对资源优化配置和降低总量成本的作用。然后利用拉格朗日函数证明绿色证书交易可以提高费用分配的效果，使发电产业治污成本最小化。最后针对绿色证书交易机制在激励可再生能源产业技术进步方面存在的缺陷提出相应的政策，达到促进技术进步以及总量目标提高的效果。

二、文献综述

在国内已经实施的相关节能减排政策中，排污权交易制度与绿色证书交易制度有着很高的相似度，都是一种将配额指标市场化的手段，不同之处仅在于排污权交易制度是为了抑制污染物的排放，而绿色证书交易制度是为了促进清洁的可再生能源的发展。因此，对于已实施的排污权交易制度的借鉴有助于研究未实施的绿色证书交易制度。唐受印（1990）率先在国内提出了排污权交易的构想。胡平生、袁磊（1998）对排污权交易进行了反思，提出排污权交易制度的核心是使厂商利益最大化而不是减少污染量，完全靠排污权交易市场进行调节并不能有效地达到减排的目的。其核心思想是不能单纯依靠市场机制的调节，也要适当的进行政府的间接调控。张志耀、丁玉魏、张海明（2000）排污权交易制度对经济优化的作用，突出的是通过配额指标的流通优化资源配置。宋国君（2000）深入剖析了总量控制的含义和特点,分析了我国总量控制与排污权交易的关系,通过对比美国的排污权交易政策,讨论了实施总量控制和排污权交易的步骤和意义。

在美洲和欧洲等国家，可再生能源配额制已经实施了将近十年，通过了解分析外国的立法现状并总结其成功的经验，可以使我国在设计该制度时有规律可循，少走弯路，以便制定出符合我国实际的配额制模式。姜南（2007）分析了美国、澳大利亚、日本以及欧洲各国可再生能源配额制，提出了在设计绿色证书交易制度的设计中需要重点考量的问题，即界定可再生能源的种类和技术范围、总量目标制度以及绿色证书的立法建议三个问题。

由于绿色证书在国内尚属新生事物，仅在近几年有部分文献对绿色证书的交易制度做了一些概括的介绍。典型的如董力通（2006）对绿色证书交易市场的建立做了一定的描述，重点在于绿色证书的概念，调控方式以及定价机制，而对于绿色证书究竟能为可再生能源产业带来多少积极作用，并未进行详细的阐述。而本文则重点从绿色证书的积极作用方面做了详细的论述。

三、绿色证书交易制度概述

1.绿色证书交易制度的概念

提到绿色证书交易制度，首先要解释可再生能源配额制的概念。可再生能源配额制（RPS）的基本含意是，在国家（或者地区）电力建设中，要求可再生能源发电必须达到一定比例。配额制对整个可再生能源产业的调控是通过市场机制实现的，它使得可再生能源在电力市场中以最低的成本来开发电力。与其它激励措施相比，配额制更强调市场的作用。而市场的这种作用是通过绿色证书来实现的。

绿色证书是一种可交易的，能兑现为货币的凭证。绿色证书是指对可再生能源发电方式进行确认的一种指标，绿色证书代表一定数量的可再生能源的发电量。绿色证书交易系统是指专为绿色证书进行买卖而营造的市场，在这个市场中，绿色证书的持有者（多指可再生能源发电商）能够与承担指定配额义务的绿色证书需求者交易绿色证书。通俗的理解就是未完成可再生能源配额指标的发电商通过购买绿色证书来作为弥补完成配额指标。

2.绿色证书的价值内涵

（1）对于整个可再生能源发电产业来说，绿色证书的价格包含了其高于非可再生能源发电成本的差额。绿色证书的交易实现了这种成本差额在整个发电产业的均摊，使得利用可再生能源发电而天生具有的成本劣势，转移给其他由于能源种类和技术条件优势而具有成本优势的发电厂，扮演了公平竞争的维护者。

（2）绿色证书的价格应反映由于替代非可再生能源带来的环境正效应。绿色证书购买者（未完成目标配额的发电商）实质上比其他完成目标的发电企业更多的给社会带来了负外部性，也就是更多的污染了环境，提高了社会治理环境污染的成本。因此，他必须为此付出相应的代价，也就是购买绿色证书。这就实现了非可再生能源发电的负外部性内部化，在一定程度上限制了非可再生能源发电对环境的污染，也使可再生能源的相对正外部性的优势得以发挥，为可再生能源在能源市场中的公平竞争创造了条件。

（3）绿色证书作为政府激励可再生能源产业发展的工具，承担着一定的实现政策效果的使命。因此其价格的变动范围是有一定限制的。绿色证书的价格不能过低，否则将导致绿色证书的需求者自愿接受购买任务，缺少技术革新以降低自身可再生能源发电成本的动力，导致可再生能源配额制的政策激励失效；而价格过高也将增大企业压力，同样不利于企业的长远发展。

四、绿色证书交易的二元主体经济分析

假设整个可再生能源产业由两类企业A和B构成绿色证书二元市场，这里的二元A和B所代表的是可再生能源行业中的劣势企业和优势企业，如图，P1为绿色证书的价格。MCA和MCB分别代表两企业的可再生能源边际发电成本曲线，B企业相对发电成本较低，或效率较高，有明显的相对优势（这种优势有可能是由规模效应或技术水平带来的）

1.绿色证书对资源优化配置的作用

如图，在相同的配额额度的条件下，B企业达标的成本要更低，即MCA>MCB。在MCA曲线上，超过M点之后，发电的边际成本高于绿色证书的价格，因此，A企业倾向于以相当于Q₁Q₀KM面积的价钱购买B企业超额完成的可再生能源发电量（Q₀-Q₁），而这一过程正是通过绿色证书的交易来完成的。同理，在MCB曲线上，N点之前，发电的成本低于绿色证书的价格，因此，B企业倾向于将额外的发电量转化为价格更高的绿色证书售出。

如果没有绿色证书交易机制而单纯靠配额制来推动可再生能源市场的发展，企业的成本会大大扩大，例如传统的火力发电企业，或小规模的发电企业，有的存在技术上的局限，有的受到规模经济的制约，如果强制此类企业完成可再生能源得配额任务，可能会由于规模过小导致的规模不经济造成资源的利用不充分。而通过可再生能源发电量和绿色证书的互相转化，既鼓励了可再生能源优势企业生产的积极性，又使可再生能源劣势企业寻到一条成本更低的途径来完成配额任务，避免了由于强制配额导致规模过小而引起的资源利用不充分，优化了电力生产资源的配置。

2.绿色证书对降低总成本的作用

在未引入绿色证书而实施单纯的配额制时，可再生能源的发电总成本为OLQ₀+OKQ₀。引入绿色证书后，成本变为OMQ₁+ONQ₂。

（OLQ₀+OKQ₀）-（OMQ₁+ONQ₂）=MLQ₀Q₁-NDQ₀Q₂

綠色证书的供给为NKQ₀Q₂，需求为MKQ₀Q₁

当绿色证书交易市场为非均衡状态的时候，

（1）MKQ₀Q₁0Q₂，供过于求时，绿色证书的价格会在供求关系的作用下下降，使MKQ₀Q₁变大，NKQ₀Q变小，直至价格达到均衡价格P_O。

（2）MKQ₀Q₁>NKQ₀Q₂，供不应求时，绿色证书的价格会在供求关系的作用下上升，使MKQ₀Q₁变小，NKQ₀Q变大，直至价格达到均衡价格P0。

当绿色证书交易市场达到均衡状态的时候，可再生能源发电总量恰好达到国家规定配额目标，此时Q₁+ Q₂=2 Q₀，绿色证书的供给等于需求，

即： MKQ₀Q₁=NKQ₀Q₂

显然， MDQ₀Q₁=NDQ₀Q₂

因此， MLQ₀Q₁-NDQ₀Q₂=LMD

LMD即为绿色证书市场均衡时所减少的发电总成本。由此可见，绿色证书会在市场机制的调节下达到使可再生能源发电总成本下降的效果。

五、绿色证书交易机制对可再生能源发展的进一步推动

在配额制下，政府在现有配额完成的情况下提高配额指标，是可再生能源进一步发展的标志。上图显示了配额指标提高后，绿色证书交易市场的动态变动过程。

起初市场均衡价格为P_O，绿色证书供求达到平衡，AQ₁Q₀F=FQ₀Q₂B。而P0过低使得绿色证书交易失去对可再生能源产业的激励作用。政府采取政策提高配额总量之后，单个企业的目标配额相应地由Q₀增至Q’。

由于此时绿色证书需求量大于供给量，AQ₁QE>EQQ₂B，绿色证书价格有上涨趋势，由P0升至P。绿色证书交易市场再次达到均衡。而在这一过程中，由于厂商购买绿色证书不经济，因此厂商趋于提高技术，降低成本，以此来继续完成配额指标。

因此这项政策激励了单个厂商降低可再生能源发电成本，促进发展可再生能源发电技术，当然P'的数值需要政府斟酌考虑，若其值过低，将仍然不能达到激励劣势企业降低成本，发展技术的目的；若其值过高，劣质企业没有喘息的时间和余地，生存压力过大，也不利于企业的健康发展。

参考文献：

［1］ 罗云辉;《过度竞争：经济学分析与治理》［M］; 上海财经大学出版社. 2004

［2］《可再生能源发展报告2007》［R］.;中国统计出版社. 2007

［3］姜南;《可再生能源配额制研究》［D］;2007

［4］董力通;《电力市场下我国实行可再生能源配额制的研究》［D］. 2006

［5］范丹;《我国创建排污权交易市场及寡头垄断市场交易探讨》［D］. 2007

［6］张学刚，李颖;《排污权交易的经济分析》［D］; 2007

清洁能源交易 篇4

日前, 天津排放权交易所和中国石油天然气股份有限公司宁夏石化分公司、北京水木能环科技有限公司三方签订《宁夏石化——化肥工艺尾气增压回收再利用技术服务合同》和《宁夏石化——化肥工艺尾气增压回收再利用项目备忘录》, 启动中国首笔通过排放权交易市场达成的合同能源管理项目。这标志着天津排放权交易所合同能源管理服务模式正式推出。

合同能源管理是上世纪70年代在美国发展起来的、基于市场的一种节能新机制, 是指从事能源服务的合同能源管理公司与客户签订节能服务合同, 为客户提供包括能源审计、项目设计、项目融资、设备采购、工程施工、安装调试、人员培训、节能量确认等系统的节能服务, 并从客户节能改造后获得的节能效益中收回投资和取得利润的一种商业运作模式。经过半年的研究准备, 天津排放权交易所在传统合同能源管理商业模式基础上, 通过发挥市场平台和会员、合作伙伴网络优势, 创新地形成依托于交易所平台的合同能源管理服务模式, 能够有效解决传统合同能源管理项目存在的一些瓶颈问题, 减轻节能减排项目投资压力, 促进节能减排项目的节能效果评价。