消纳保障机制和电力交易衔接的思考

当前可再生能源电力消纳的主要方式

当前，我国可再生能源电力消纳方式可从以下若干维度归类。按照可再生能源电力消纳的资源范围主要分为省内消纳和跨区跨省消纳（合称省间）。按照可再生能源电力与电网企业结算价格形成机制主要分为政府批复电价形成机制和市场化交易价格形成机制。按照可再生能源发电企业的电量合同形成方式可以分为国家指令性计划（政府授权合同）、政府间协议、优先发电计划等。按照可再生能源电力的收购方式可分为保障性收购方式和市场化收购方式。

当前，我国可再生能源电力消纳除了保障性收购部分之外，可以广泛参与省内和跨区跨省市场化交易。可再生能源电力参与市场化交易的组织方式可以为双边协商、挂牌和集中竞价等方式。可再生能源电力与相关市场主体开展市场化交易，按照不同市场主体划分，市场化交易的品种包括以下三类，第一类是以省级电网公司为购电主体（含电网公司代理的抽水蓄能电站），可再生能源电力单独，或者与火电打捆作为售电主体的省间外送交易，第二类是以电力用户（含拥有自备电厂的用电企业）、或者售电公司（与电力用户签订委托代理协议）为购电主体，可再生能源电力单独，或者与火电打捆作为售电主体的电力直接交易，第三类是可再生能源发电企业与常规电源开展的合同转让交易，包括可再生能源与常规火电开展的发电权交易。

可再生能源电力消纳保障机制对电力交易的影响

按照国家发展改革委、国家能源局《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源[2019]807号）的相关规定，承担可再生能源电力消纳责任的主体分为两大类。第一类市场主体为各类直接向电力用户供售电的电网企业、独立售电公司、拥有配电网运营权的售电公司。第二类市场主体为通过电力批发市场购电的电力用户和拥有自备电厂的企业。按照通知的要求，售电企业和电力用户作为市场主体，协同承担消纳责任。下面，结合当前电力体制改革和电力交易工作实践，简要分析可再生能源电力消纳保障机制与电力交易工作衔接中，对电网企业、售电公司、电力用户、拥有自备电厂的企业四种主要交易主体的影响。

电网企业通过电力交易完成配额的主要方式

当前，我国新一轮电力体制改革加快推进，国家逐步放开发用电计划，市场化交易电量比重将逐步扩大。现阶段，在计划（优先发电、基数电量）和市场（市场化发电）并存的情况下，要兼顾交易主体的可再生能源电力消纳主体责任。从目前的实际情况来看，电网企业是省内可再生能源发电保障性收购的主体。第一种情况，如果电网企业所在经营区域内承担配额的市场主体其用电全部都是通过市场化交易方式解决的，那么电网企业所收购的可再生能源电量全部记为电网企业的配额完成量。第二种情况，如果电网企业经营区域内承担配额的市场主体通过市场化用电、非市场化用电解决用电问题，那么，电网企业可以按照市场主体非市场化用电量的大小等比例分摊，分摊电量记入承担配额市场主体的配额完成量，相应的，对于电网企业配额完成量予以扣减。第三种情况，目前在跨区直流上开展的跨区交易，主要承担了完成国家指令性计划、落实政府间协议等优先用电计划的职责，同时，在跨区跨省输电通道上开展了形式多样的省间市场化交易，总的来看，跨区跨省交易的购电主体以省级电网企业为主。对于跨区跨省交易中由电网企业作为购电方购入的可再生能源电量，应该计入电网企业的配额完成量。

售电公司和电力用户通过电力交易完成配额的可行方式

当前，售电公司和电力用户可以通过参与省内市场化交易、跨区跨省市场化交易的方式完成可再生能源配额量。售电公司/电力用户可以与集中式可再生能源进行直接交易、与分布式发电项目进行直接交易等。其中，对于分布式发电项目开展的市场化交易，分布式发电项目委托电网企业代理售电的，或者按照标杆上网电价进行收购的，均应该按照购入结算电量计入电网企业的配额完成量。售电公司/电力用户通过常规电源按照一定比例与非水电可再生能源、水电等打捆分摊交易方式开展交易的，应该按照非水电可再生能源、水电相应的固定比例分摊电量计入市场主体的配额完成量。目前，也有一些电力用户、售电公司、拥有自备电厂的企业等在跨区跨省输电通道仍有富余容量的情况下，通过双边协商方式开展了跨区跨省“点对点”直接交易，这种情况下，购电主体的外购电量中有可再生能源电力的，计入该市场主体的配额完成量。下一步，在跨区跨省输电通道有剩余容量的情况下，可以放开一部分承担配额的市场主体开展“点对网”市场化交易，相应的外购电量计入其配额完成量。

自备电厂企业用户通过电力交易完成配额的可行方式

结合拥有自备电厂的企业用户参与市场化交易的具体情况，分为两种情景。一是拥有自备电厂的企业未参与市场化交易但仍从电网企业购入电量。这种情况下，可以认为该企业购入电量为非市场化电量，电网企业应该按照企业非市场化用电量比例分摊可再生能源电量，并计入企业的配额完成量。对于上述企业的自发自用电量对应的配额消纳量，可以通过购买可再生能源电力、配额消纳量和绿证的方式完成配额指标。

二是拥有自备电厂的企业通过参与市场化交易购入电量。在这种情况下，自备电厂发电量可以参与发电侧的可再生能源替代交易、用电侧的合同电量转让交易。超出自备电厂发电部分的用电量可按电力用户、售电公司方式参与直接交易。市场化交易购入的可再生能源电量计入相应主体的配额完成量。

超额消纳量交易与现行中长期交易的衔接

关于可再生能源消纳量和核算和交易，国家发展改革委的通知中提出由各电力交易机构负责承担消纳责任的市场主体的消纳量的账户建立、消纳量核算及转让（或交易）、消纳量监测统计工作。从通知的要求出发，考虑到与现行的中长期电力交易市场架构相衔接，各省内的消纳量转让（或交易）由省级电力交易中心组织，跨区跨省的消纳量转让（交易）由北京电力交易中心（含所属各交易部按照各自业务范围开展的跨省交易）、广州电力交易中心组织。

对于配额消纳量的转让（或交易）市场的建设，应首先做好省间（跨区跨省）、省内市场在开市时间、交易周期等方面的衔接。对于需要开展配额消纳量转让（或交易）的市场主体，应该按照自愿、平等和市场化的原则，由市场主体自行选择在哪个市场参与交易。为了避免超额消纳量交易中可能存在的投机炒作问题，关键和核心的问题并不在于在哪个市场参与交易，而应该是通过完善统一的技术支持系统，做好市场主体消纳量的统一核查工作。

配额制的落实可能对可再生能源电力交易的供需关系产生较大影响。在未来的时间内，可能对现行中长期交易的价格产生影响。中长期交易具有规避风险、稳定预期、锁定收益的重要作用。基于此，在现行中长期交易组织过程中，要妥善处理好省间（含跨区跨省）、省内市场在交易组织时序、电量校核、价格预期的之间的关系，特别要合理安排中长期打捆交易方式，科学合理确定可再生能源与常规电源打捆的比例，按照送端不同月份、不同省份、不同输电通道的具体情况，差异化设定，优化交易组织，避免一刀切，确保可再生能源电力送出省、受入省的共同利益，确保送端、受端省份可再生能源电力责任权重任务的共同实现。（本文内容仅代表作者个人观点）

本文刊载于《中国电力企业管理》2019年06期，作者刘瑞丰、陈天恩、李焰，供职于国家电网有限公司西北分部