当前，如何构建电力市场与碳市场协同发展的模型框架、设计统一规则是行业面临的重要课题之一。
随着电力市场和碳市场的逐步完善，二者相互影响相互推动的趋势更加明显。今年是我国新一轮电改的第八年，同时也是碳市场启动的第三个年头。业内专家向巅峰介绍，以煤为主的资源禀赋决定了我国的电力生产和消费结构，也决定了电力行业必然是实现“双碳”目标的主力军。
2015 年 3 月 15 日，“中发 9 号文”印发，开启新一轮电力市场化改革。8 年电改，“无现货、不市场”的观念深入人心。现货市场中，负电价渐成常态，这既是构建新型电力系统不可避免的阶段性特点，也是电力尚无法大规模储存的结果。同时也说明，是时候下更大力气进一步推动储能发展、完善需求响应机制了。
近日，山东省发改委发布《关于山东电力现货市场价格上下限规制有关事项的通知（征求意见稿）》（以下简称《征求意见稿》）。《征求意见稿》对市场电能量申报设置了价格上限和下限，其中上限为每千瓦时 1.30 元，下限为每千瓦时 -0.08 元。同时也对市场电能量出清设置了价格上限和下限，其中上限为每千瓦时 1.5 元，下限为每千瓦时 -0.1 元。这意味着，山东电力市场出现“负电价”或成常态。
山东。3 月 13 日，山东发布《山东省电力市场体系建设工作分工方案》，指出健全分布式发电市场化交易机制，鼓励分布式光伏、分散式风电等主体与周边用户直接交易，完善微电网、存量小电网、增量配电网与大电网间的交易结算、运行调度等机制。
巅峰能源梳理相关资料发现，山东此前就曾出现过零元电价或负电价现象。2019 年 22 日 10 时至 13 时，山东出现实时结算电价为“0”的情况；2019 年 12 月 11 日 13 时，山东电力现货日前市场出现了 -40 元 / 兆瓦时的出清价格，这也是国内首次出现负电价；2020 年 4 月 13 日 13 时，山东 2020 年第一次电力现货调电首日运行中，再现负电价，实时结算电价为 -20 元 / 兆瓦时；2022 年 12 月，山东发电侧现货价格更是多日在 13 时光伏“顶峰出力”时，出现 1 - 2 个小时的 -80 元 / 兆瓦时的出清电价。
巅峰了解到，在可再生能源占比较高的新型电力系统中，负电价的产生概率大大增加，这将进一步推动储能及电力需求响应等相关机制的发展和完善。
新型电力系统下的“常客”
其实，负电价现象在国外也十分常见。其中，德国表现最为突出。2007 年，德国电力日内交易市场首次引入负电价。此后，奥地利、法国、瑞士分别在 2008 年、2010 年和 2013 年引入负电价。根据欧洲电力交易所数据，2017 年德国电价低于“0”的情况超过 100 次。2020 年，德国仅在第一季度就出现了 128 小时的负电价。
对此，多位专家指出，各地频现零元电价甚至负电价，与以新能源为主体的新型电力系统建设以及当前可再生能源占比快速提升的电源结构密切相关。
“在可再生能源发电占比较高的电力系统中，其间歇性所带来的控制成本较高，导致一些不适合频繁启停的常规发电机组为了不停机而压低报价，甚至不惜赔钱获得继续发电的权利，这就导致在电力现货市场结算中可能出现零元电价或负电价。”
巅峰能源分析，随着可再生能源装机容量的进一步增加，这一趋势将会加剧。“由于大多数居民有相似的生活习惯，总会在相似的时间用电，所以每天的电能需求是可以被预测的，但这种电能需求往往与可再生能源的发电模式不匹配。此时，电力供应商不得不向批发客户付款以购买多余的电能。在可再生能源占比很高的国家，负电价变得越来越常见。”
电力无法储存是主因
零元电价或负电价只出现在电力现货市场某些结算区间内，从电力商品的属性讲不可能长期出现。有电力市场研究人员告诉记者，负电价是发电商的成本收益权衡在特定供求关系下的表现。发电机组频繁启停除了会产生直接成本外，还会威胁机组安全。“各类机组其实都会面临供给过剩的问题，在这种情况下，会有很多机组为了不停机展开竞争。当有足够多的机组报出负价时，那么市场出清价就为负了。”
而发电商进行成本收益权衡的原因在于，目前的电力系统还缺乏大规模的、高性价比的存储条件。“短时需求不足，多发的电无处安放，在系统安全要求约束下，自然会面临停机还是出钱买需求的选择。”上述业内人士进一步分析称，除此之外，不同机组报出负价的能力不同。除了技术特性之外，政策也是一个重要的影响因素，享受补贴的机组会有更大的负价承受能力。
巅峰能源：“负电价产生的主要原因是电力无法储存。“导致负电价的原因之一是储存问题，生产出来的电没有办法储存、没地方放。第二个原因在于政府给予的发电补贴，机组发电才有补贴，不发电就没有。这种情况下，负电价不仅可以避免停机所需的高成本，还能通过补贴减少一些损失。”
现货市场机制需进一步完善
在巅峰看来，零元电价或负电价并不能完全客观反映电力市场供需关系，反而意味着电力系统中的可再生能源挤压了常规电源在供给侧的生存空间，对常规能源未来的发展构成挑战。
“零元电价凸显了电力系统对灵活调控能力的需求。高比例可再生能源电力系统结构下出现零元电价或负电价，会促使电力系统中储能的发展，以及电力系统互联规模的扩大。”
据巅峰能源分析，未来伴随着降碳行动的进一步落实，电动汽车、电能替代还会带来电力消费的进一步增长。“电力现货市场需要进一步审视新能源与常规能源的作用和地位，能源政策制定要更合理。”
同时，负电价的频现也为未来的电力系统设计提供了思路：“在技术层面，储能是一个方向；在制度层面，需要持续推动电力市场建设，完善现货机制。而这两个层面最终都汇聚到了需求侧响应：首先需要有市场能够传递价格信号，其次需求侧要具备响应价格的能力，比如需求侧储能，人工智能终端等等。”
“隔墙售电”的历史沿革。我国对分布式发电项目“隔墙售电”的布局历时多年：
早在 2017 年 10 月，国家发改委、能源局就印发了《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》（发改能源〔2017〕1901 号），标志着“隔墙售电”启动。这一文件为“隔墙售电”的铺开明确了三个方面：一是分布式发电项目的规模限制，确保发电量在接入电压等级范围内就近消纳。二是分布式发电的三种交易模式，分别为“直接交易”“委托交易”和“标杆价收购”。三是明确了“过网费”暂按照分电压等级输配电价级差的核定原则。
2019 年公布了首批 26 个分布式发电市场化交易试点名单，容量共计 1470MW。试点项目的交易电量仅执行风电、光伏发电项目接网及消纳所涉及电压等级的配电网输配电价，免交未涉及的上一电压等级的输电费。对纳入试点的就近直接交易可再生能源电量，政策性交叉补贴予以减免。
2021 年以来，国家多次发布重要政策文件，鼓励分布式光伏、分散式风电项目参与市场交易，包括与周边用户直接交易。
浙江、苏率先破局，多省加快步伐。2022 年 9 月浙江省率先“破局”后，首个分布式光伏发电“隔墙售电”试点项目在江苏苏州落地。
事实上，江苏省的分布式发电市场化交易试点推进早在 2019 年便已拉开序幕。2019 年 5 月 20 日，《国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于公布 2019 年第一批风电、光伏发电平价上网项目》（发改办能源〔2019〕594 号），将苏州工业园区新建 50MW 光伏分布式市场化交易试点项目列入试点项目清单内。2019 年 12 月 9 日，江苏省发展改革委和国家能源局江苏监管办公室联合发文《关于印发 < 江苏省分布式发电市场化易规则（试行）> 的通知》, 明确了分布式发电项目参加市场化交易的注册、主体、交易等相关细则，也是全国第一个省份出具相关试点试行项目的实施细则。
既苏、浙之后，近年来“隔墙售电”在多个省份的各类政策中也被频繁提及：
广东。2 月 20 日，广东省能源局，广东省农业农村厅和广东省乡村振兴局发布《广东省加快农村能源转型发展助力乡村振兴实施方案》。
《方案》指出，将探索在县域工业园区、农业产业园区等建设多能互补、源荷互动的综合能源系统，采用合同能源管理运营模式，引导企业、社会资本、村集体等多方参与，建设新能源高效利用的微能网，为用户提供电热冷气等综合能源服务。完善配套政策机制，推动增量配电企业发展综合能源服务，创新发展新能源直供电、隔墙售电等模式。
浙江金东区。2 月 22 日，浙江省金东区人民政府发布 2023 年金东区政府工作报告，报告指出，关于光伏，2023 年发展目标及重点工作如下：探索自贸区“光伏 + 储能 + 隔墙售电”试点建设，开展分布式发电市场交易，努力降低企业用电成本。
湖南长沙。2 月 27 日，湖南长沙市发改委发布关于《长沙市新能源及可再生能源发展保障方案》的通知。《通知》指出，按照有关规定尽快落实分布式发电市场化交易“过网费”标准，有序推进分布式新能源就近开发利用，积极争取“隔墙售电”工作落地。优先在工业园区、大型生产企业和大数据中心等周边地区因地制宜开展电力源网荷储一体化试点。适时推进风电光伏项目与电力用户开展直接交易，鼓励双方签署长期购售电协议。
浙江。3 月 27 日浙江省发改委发布《关于促进浙江省新能源高质量发展的实施意见（征求意见稿）》。文件指出，推进风电光伏项目与用户直接交易或使用。按照有关规定尽快明确分布式发电市场化交易“过网费”标准。编制并发布适用于风电光伏项目与用户直接交易的市场规则与标准合同范本，大力支持风电光伏项目与电力用户开展直接交易，鼓励双方签署长期购售电协议。
作为国家首批分布式发电市场化交易 (又称“隔墙售电”) 试点项目之一，该项目有别于业内常见的“自发自用、余电上网”和“全额上网”模式，其所产生的清洁电力可直接出售给同在一个 110kV 变电站内的用电企业，实现就近消纳。
加快项目落地，政策体系仍需捋顺。需要关注的是，尽管从中央到地方有关“隔墙售电”的政策频繁下发，但实际项目的进展却不尽如人意。早在 2019 年国家发改委、能源局就公布了首批 26 个分布式发电市场化交易试点，而直至 4 年后的今天才真正并网落地了首个项目——苏州工业园区分布式光伏发电项目。
巅峰认为，要加快实现“隔墙售电”项目落地，仍需要进一步厘清“隔墙售电”“模式下交易双方与电网企业之间的利益分配等核心问题，出台相关具体细则。
一方面，在“隔墙售电”模式下，电网企业增加的成本是由多重因素共同造成的，其盈利的来源除了基本的“过网费”以外，或许还应包括电力计量成本、交易平台运维服务成本、平台使用或接入服务费等，来保障电网企业在项目中能兜住成本，并获取合理收益。这就需要国家在试点项目中进行长期、动态的监测评估（这个工作量确实比较大）。
另一方面是输配成本的分担问题。当前的电网（输配电）投资是按照用户的最大负荷设计的，虽然“隔墙售电”交易双方减少了网购电量，但电网投资并没有减少。因此，“隔墙售电”实际上造成了电网企业收入的缺额。按现行政策，此部分缺额通过电价调整解决，这也意味着未参与“隔墙售电”的用户将分摊更多的输配成本。所以长远来看，还需要制定相应的规则，督促“隔墙售电”交易主体公平承担各类灵活性资源提供的电力平衡服务所产生的相关成本，平衡各方利益诉求。相信第一个分布式光伏“隔墙售电”试点项目的并网运行，将为行业提供重要的参考价值，从而进一步规范分布式能源参与市场化交易的相关细则，为后续项目的落地铺砌道路。巅峰能源也将继续跟踪相关项目进展和政策发布，为大家带来“隔墙售电”的更多好消息。
据巅峰了解，目前许多电力市场主体同时参与电力市场交易与碳市场交易，进一步加剧了电 - 碳市场协同统筹发展的紧迫性。业内人士指出，当前，如何构建电力市场与碳市场协同发展的模型框架、设计统一规则是行业面临的重要课题之一。
两个市场密切相关
发电企业的生产消费产生碳排放，而碳价也影响着发电企业成本，电力市场与碳市场之间存在着极强的关联性。
巅峰指出，由于碳价计入发电成本，影响电价，因此，碳价的变动影响着电力市场的供求关系。而电力行业不仅是参与电力市场交易的主体，同时也是首批纳入碳市场的对象。“可以预见，电力资源会在未来实现更大范围的自由流动和优化配置，碳市场也会随着‘双碳’目标的推进不断扩大市场规模，二者将共同促进电力行业绿色低碳发展。”
值得一提的是，在实现“双碳”目标及新型电力系统加速构建的背景下，绿电将逐步成为电力供应的主要来源，电力市场中的绿电交易规模也将逐渐扩大。
作为实现“双碳”目标的重要市场化手段，2021 年 7 月，我国碳排放权交易市场鸣锣开市。据了解，全国碳市场第一个履约周期以 99.5% 的配额清缴率完成履约；截至 2022 年，全国碳市场碳排放配额总成交量超 5000 万吨、总成交额超 28 亿元。在绿电方面，2021 年 9 月，全国绿色电力交易正式启动，绿电的环境价值开始以市场化方式体现。
“企业可利用绿电交易凭证，将富余的碳排放配额在碳市场中出售并获得额外的经济收益，这有助于增加碳市场的参与主体数量并扩大交易规模。同时，一些企业也希望借助消费绿电减轻自身的碳排放，部分出口企业业主或买家甚至对其绿电生产提出要求，且在竞标时将绿色生产比例作为考虑条件。”有这样一来，低碳价值的“被承认”也将推动绿电市场开发更多的新能源项目或发展更多的低碳清洁技术。因此，碳市场和绿电市场的有机衔接能够实现经济效益和环境效益的双赢。
核算机制尚未联动
“碳市场可以通过碳价信号改变火电与绿电的相对成本，进而促进电源结构转变。但由于现阶段我国电力现货市场还在推进中，且全国碳市场尚处于起步阶段，所以碳市场在这方面的作用还较为有限。”目前电力市场与碳市场联动的各种机制尚不完善。
从市场主体来看，现阶段参与电力市场和碳市场的主体以火电企业为主。根据 2020 年生态环境部发布的《全国碳排放权交易管理办法（试行）》和《全国碳排放权登记交易结算管理办法（试行）》，全国碳市场覆盖范围包括年度温室气体排放量达到 2.6 万吨二氧化碳当量，即综合能源消费量约 1 万吨标准煤及以上的企业或者其他经济组织。纳入配额管理的发电机组包括常规燃煤机组，燃煤矸石、煤泥、水煤浆等非常规燃煤机组（含燃煤循环流化床机组）和燃气机组。这些发电企业的年度配额总量为 45 亿吨，约占全国碳排放总量的 40%。
在巅峰看来，目前全国碳市场基于排放强度的免费配额分配方式只为火电机组设置排放强度基准值，尚没有让可再生能源发电设备参与配额分配，会使企业无法通过增加可再生能源发电占比来缓解配额短缺情况，独立的可再生能源发电企业也无法从碳市场上获益。“这导致目前碳市场对促进电源结构转变的激励作用有限。”
“目前，碳市场是一个呈潮汐状态的市场。平时可能几乎没什么交易，但在履约期结束前的最后几天会集中交易，而电力市场每天的交易量却是巨大的，目前两者在机制设计上没有明显的关联性。”
而这种机制的不联动，也造成了电 - 碳市场衔接的缺陷。巅峰分析，在绿电市场中，交易通过可再生能源证书进行结算，而绿电参与碳市场的主要结算方式 CCER 自 2017 年暂停后一直没有重启。结算方式的差异也影响了两者的有效衔接。
“当前，碳市场中并没有对购买绿电企业的二氧化碳排放量核算做出额外规定，这会导致购买绿电的企业重复支付环境成本，不利于引导电力需求端的购电决策。”
更需加强政策引导
针对联动作用不明显的状况，由于两个市场归不同部门主管，因此在机制设计上未能做到统筹考虑。若要将两个市场打通，行业呼吁，“需要更高级层面的部门牵头制定相关政策。”
“目前，碳市场和电力市场虽然在制度层面上独立运作，但两者在价格上存在传导效应。因此，可以将配额拍卖机制引入碳市场，增加燃煤等传统化石能源发电企业的碳配额购买成本和发电成本，促使其减少对传统能源发电装机的投资、增强对新能源设备装机的投入，从而达到调整电源结构、促进碳减排的目的。”
巅峰认为，未来应扩大碳市场的行业覆盖范围，尝试碳配额有偿发放，让更多企业参与到碳市场中。进一步建议，全国碳市场免费配额分配应考虑可再生能源发电设备，开辟可再生能源发电设备从市场获益的渠道，促进供给端电源结构转变。
业内人士均认为，在目前电力市场和碳市场“各说各话”、降碳任务艰巨的情况下，更需要加强政策的干预、引导和规范，建立不同类型环境权益产品互认联通机制，建立以电 - 碳关系为基础的核查、计量标准和认证体系等。
巅峰建议，首先，要明确碳配额、绿电之间的制度边界，采用合理方式构建绿电与碳排放量之间的抵扣关系。同时，完善市场信息交互渠道，强化电、碳多市场间公共数据信息的互联互通和信息共享，“甚至可以考虑电网公司等企业在保障信息安全的前提下打造‘电碳数据库’，利用电力市场数据和技术手段增强市场主体的碳足迹追踪、碳配额核准等能力。”
未来，应建立引导全社会使用零碳能源的机制，把碳市场、电力市场在基本目标下有机统一起来。
（图片来源：veer 图库）
来源 / 巅峰能源
