武群麗，席曼

（華北電力大學(xué)經(jīng)濟(jì)管理系，河北省 保定市071003）

0 引言

隨著我國能源資源短缺、環(huán)境污染加劇等問題日益顯著，節(jié)能減排、低碳經(jīng)濟(jì)、清潔能源發(fā)展已經(jīng)成為能源技術(shù)革命和能源結(jié)構(gòu)變革的主要趨勢?？稍偕茉从捎诃h(huán)境友好性和可持續(xù)性被認(rèn)為是未來替代傳統(tǒng)能源的重要能源[1]。當(dāng)前，我國電力體制改革和電力市場建設(shè)的關(guān)鍵任務(wù)在于提高可再生能源在系統(tǒng)中的應(yīng)用比例，解決可再生能源大規(guī)模進(jìn)入市場、大規(guī)模并網(wǎng)等問題。但由于可再生能源的發(fā)電具有間歇性和波動性，且我國的資源稟賦與電力負(fù)荷呈現(xiàn)逆向分布[2-3]，導(dǎo)致我國多地“三棄”現(xiàn)象嚴(yán)重，抑制了可再生能源的規(guī)模發(fā)展。因此，僅通過省內(nèi)電力市場的建設(shè)仍然不能滿足可再生能源的消納需求，必須在更大的范圍內(nèi)實現(xiàn)可再生能源的相互補(bǔ)償。

長期以來，我國一直實施的可再生能源固定電價補(bǔ)貼(feed-in tariffs,FITs)存在資金缺口大、審核手續(xù)復(fù)雜等缺陷[4]。為了促進(jìn)可再生能源消納和持續(xù)健康發(fā)展，國家推行一系列政策措施。2017年1月，我國開始實施綠證認(rèn)購工作。2018年3月、9月、11月國家能源局先后三次發(fā)布《可再生能源電力配額及考核方法(征求意見稿)》，明確配額制于2019年1月1日起正式實施，意味著可再生能源正在從完全需要國家補(bǔ)貼或其他經(jīng)濟(jì)激勵性手段支撐，開始向無補(bǔ)貼的市場化經(jīng)濟(jì)政策過渡[5-6]，形成市場機(jī)制下可再生能源配額制(renewable portfolio standards，RPS)與綠色交易證書(tradable green certificate，TGC)相結(jié)合的制度體系。該制度體系的落實將對可再生能源的跨區(qū)消納產(chǎn)生重要影響。

目前，部分學(xué)者探究了RPS宏觀層面和前期規(guī)劃設(shè)計，發(fā)現(xiàn)RPS機(jī)制在目標(biāo)形式、義務(wù)主體、運作方式、激勵程度等制度準(zhǔn)參數(shù)安排和規(guī)則設(shè)計都不盡相同[7-11]。而部分學(xué)者也分析了RPS對市場主體策略行為和電力市場價格的影響[12-14]。文獻(xiàn)[15]通過建立兩階段聯(lián)合模型，探究發(fā)電商在不同市場中的策略行為。文獻(xiàn)[16]從投資決策角度建立了可再生能源投資期權(quán)博弈模型，結(jié)果表明在無差別配額下，成本更高的發(fā)電技術(shù)將被擠出市場。文獻(xiàn)[17]提出一種基于非合作博弈的可再生能源跨區(qū)域消納競價方法。

綜上，前人研究多將綠證價格作為政策外生參數(shù)進(jìn)行均衡分析，而實際上綠證價格的敏感性和波動性與電能價格存在一定的關(guān)聯(lián)。在綠色證書交易機(jī)制之下，從微觀經(jīng)濟(jì)學(xué)和成本差異性角度來分析跨省區(qū)電力市場均衡還鮮有研究。鑒于此，本文將探討可再生能源配額比例變化對電力市場均衡的影響，以引導(dǎo)政府科學(xué)實施配額制，發(fā)現(xiàn)可再生能源真實的正外部性價值，解決可再生能源跨區(qū)生產(chǎn)與消納的不平衡性問題。

1 跨省區(qū)電力交易市場架構(gòu)

可再生能源配額制是國家對各省級行政區(qū)域全社會用電量規(guī)定的最低可再生能源電力消費比重指標(biāo)，其規(guī)定有效的可再生能源發(fā)電組合主要包括風(fēng)電、光伏、生物質(zhì)、地?zé)岬?，簡稱綠電。由于我國可再生能源發(fā)展不平衡分布顯著，部分省份依靠自身可再生能源裝機(jī)發(fā)電完成配額難度較大，通常省內(nèi)可再生能源電力供給與需求難以保持均衡。為了確保國家實現(xiàn)可再生能源發(fā)展目標(biāo)，需考慮實施跨省區(qū)綠證交易以及與其密切相關(guān)的配額政策。截至目前，全球約有20個國家實施綠證制度。在國外綠證交易實踐中，大部分國家采取現(xiàn)貨與雙邊交易市場的方式進(jìn)行綠證交易，如英國、瑞典、意大利和澳大利亞等。美國的綠證與交易電量的出售形式采取捆綁式和非捆綁式，其中雙邊交易市場對應(yīng)捆綁式，現(xiàn)貨交易市場對應(yīng)非捆綁式。印度的綠證則通過統(tǒng)一價格拍賣的方式進(jìn)行交易。根據(jù)國際綠證交易方式，各省可通過以下2種方式完成可再生能源配額義務(wù)：

一是捆綁式。即在綠電交易市場中捆綁出售可再生能源電力及相應(yīng)的綠色證書。在綠證的核算方法上，規(guī)定1 MW·h的可再生能源電量可核發(fā)1個綠證。捆綁式的最大特點是售電企業(yè)和用戶在購買可再生能源電力的同時也購買了綠色證書，既滿足了購買具有真實綠色屬性商品的需求，也有利于促進(jìn)可再生能源的消納。二是非捆綁式。即分別出售常規(guī)電力和綠色證書。非捆綁式避免了大量可再生能源電力的跨區(qū)交易，有助于消除輸電阻塞及電力調(diào)度困難問題，但需考慮綠色證書市場價格的波動影響。

跨省區(qū)電力交易市場及綠色證書的存在將改變原有市場的結(jié)構(gòu)狀態(tài)，使交易環(huán)境復(fù)雜化。捆綁式TGC能夠有效的激勵售電企業(yè)和用戶主動消納可再生能源，并可起到穩(wěn)定可再生能源市場，降低參與者市場風(fēng)險的作用，有利于可再生能源市場起步[18]。本文以捆綁式TGC作為可再生能源的獲得途徑，新的交易市場架構(gòu)如圖1所示。電力零售商作為配額義務(wù)承擔(dān)主體需要通過火電交易市場購買物理電力，并通過綠電交易市場購買可再生能源電力及綠色證書；能源主管部門承擔(dān)核發(fā)綠證、監(jiān)管市場等職責(zé)。

圖1 跨省區(qū)電力交易市場架構(gòu)Fig.1 Structure of trans-provincial power trading market

2 考慮綠色證書交易的跨省區(qū)電力市場均衡模型

2.1 模型描述

本文從微觀經(jīng)濟(jì)學(xué)的角度對配額制下的跨省區(qū)電力交易市場進(jìn)行經(jīng)濟(jì)解釋。考慮2個主要角色：發(fā)電商（電力和綠色證書的供給側(cè)）和零售商（電力和綠色證書的需求側(cè)）。設(shè)計的火電交易市場與綠電交易市場是由各省發(fā)電商相互競爭形成的。為了簡單起見，將各省所有綠電發(fā)電商看成一個整體，記為RE，所有火電發(fā)電商看成一個整體，記為TH。電力零售商看成一個整體，記為D。在考慮省區(qū)間發(fā)電成本差異性的情況下，各省發(fā)電商以自身利益最大化為目的積極參與市場競爭。

2.2 模型基本假設(shè)

假設(shè)1：在售電側(cè)改革逐步深入的背景下，假設(shè)發(fā)電商處于完全競爭的市場環(huán)境中。

假設(shè)2：存在省i、省 j進(jìn)行跨省區(qū)電力市場交易，省i的綠電邊際發(fā)電成本大于省j的綠電邊際發(fā)電成本。

假設(shè)3：不考慮跨省區(qū)輸電網(wǎng)阻塞。

假設(shè)4：根據(jù)國家能源局確定的可再生能源配額義務(wù)承擔(dān)主體屬于“消費端”，假設(shè)配額用α表示，且0 ≤α≤1，即省內(nèi)可再生能源消納占比，等于各省可再生能源消納量除以本地區(qū)全社會用電量。

假設(shè)5：與火電發(fā)電商相比，綠電發(fā)電商雖然燃料消耗成本可不計，但由于綠電發(fā)電的間歇性和波動性，需要更多的運維成本與旋轉(zhuǎn)備用成本。假設(shè)火電發(fā)電商與綠電發(fā)電商均具有如下二次成本函數(shù)[15,19-20]：

2.3 模型建立

火電發(fā)電商的利潤由其在火電交易市場上的交易收益與發(fā)電成本組成，各省火電發(fā)電商利潤最大化模型為：

由利潤最大化的一階條件，可得火電發(fā)電商的市場出清條件：

綠電發(fā)電商的利潤由其在綠電交易市場上的交易收益、發(fā)電成本以及綠證收益組成，各省綠電發(fā)電商利潤最大化模型為：

由利潤最大化的一階條件，可得綠電發(fā)電商的市場出清條件：

根據(jù)假設(shè)條件，考慮省區(qū)間發(fā)電成本差異性的跨省區(qū)綠電交易市場均衡模型，如圖2所示。省i完成配額目標(biāo)需要達(dá)到a′對應(yīng)的綠電產(chǎn)量，同時省j完成配額目標(biāo)需要達(dá)到b′對應(yīng)的綠電產(chǎn)量。而實際上配額制及綠色證書的存在將使各省以a、 b對應(yīng)的綠電產(chǎn)量達(dá)到均衡。此時，在跨省區(qū)綠色證書交易中，對于超額完成配額的義務(wù)的省份j可將其多余的綠色證書放在綠色證書市場中進(jìn)行出售并由省份i進(jìn)行購買。省之間綠色證書交易數(shù)量由配額α、綠電產(chǎn)量及電力需求共同決定。對于捆綁式TGC，綠證價格作為綠電價格中的綠色屬性，可用綠電價格與火電價格的差額來表示，則綠電交易市場中的綠證價格及供需均衡表達(dá)式如下：

圖2 跨省區(qū)綠電交易市場均衡模型Fig.2 Equilibrium model of trans-provincial renewable energy power market

在需求側(cè)，平均上網(wǎng)電價Pe為火電價格與綠電價格的線性組合并且滿足全國用電需求曲線：

式中：D表示全國用電需求；f(D)表示全國用電逆需求函數(shù)；m、n為大于零的常數(shù)。

根據(jù)電力市場運行及各主體的行為特征，約束條件主要包括電力市場均衡約束以及政策約束，則約束公式如下：

3 模型求解

由上述模型可以看出，2個市場的均衡結(jié)果存在相互影響的關(guān)系。利用MATLAB 2018b求解上述模型即可獲得跨省區(qū)火電交易市場與綠電交易市場聯(lián)合的各電力交易主體交易電量、省間綠證交易量以及交易價格等均衡結(jié)果。

3.1 跨省區(qū)電力交易主體最優(yōu)交易電量

各省發(fā)電商根據(jù)利潤最大化原則，進(jìn)行跨省區(qū)電力交易。在完成配額義務(wù)的前提下，得到電力交易市場上各省綠電、火電最優(yōu)交易電量及電力交易總量：

3.2 跨省區(qū)電力交易主體最優(yōu)省間綠證交易量

依據(jù)上述模型，首先根據(jù)配額指標(biāo)得到各省需要消納的綠電數(shù)量即各省綠電需求總量，再根據(jù)式(18)得到最優(yōu)綠證交易量：

3.3 跨省區(qū)電力交易主體最優(yōu)交易價格

根據(jù)市場出清條件得到市場均衡狀態(tài)下的綠電及火電交易價格，代入式(17)、式(19)得到綠證價格及平均上網(wǎng)電價：

4 算例分析

4.1 數(shù)據(jù)假設(shè)

本文選取省i、省j內(nèi)火電發(fā)電商綠電發(fā)電商基本參數(shù)進(jìn)行研究[20]?？紤]到目前綠電發(fā)電成本仍然高于火電發(fā)電成本，本文假設(shè)綠電發(fā)電商邊際成本的截距與斜率均大于火電發(fā)電商。各省發(fā)電商基本參數(shù)如表1所示。電力市場逆需求函數(shù)P(D)=600?0.138D。

表1 發(fā)電商基本參數(shù)Table 1 Cost coefficients of various generation companies

4.2 配額變化對發(fā)電商交易電量的影響

在不受配額約束前提下，綠電高額的發(fā)電成本成為制約其融入電力市場競爭的關(guān)鍵因素。為了扭轉(zhuǎn)這一成本劣勢，引入了RPS及TGC制度。

基于上述參數(shù)對本文提出的跨省區(qū)火電交易市場與綠電交易市場聯(lián)合的均衡模型進(jìn)行驗證。圖3給出了考慮TGC的配額制下跨省區(qū)電力交易市場中配額變化對各省發(fā)電商最優(yōu)交易電量及電力交易總量的影響?？梢钥闯?，當(dāng)配額力度加大時，各省綠電交易電量呈現(xiàn)先遞增后遞減的趨勢；當(dāng)基準(zhǔn)配額比例較低時，隨著配額目標(biāo)α的增加，火電交易電量小幅度下降。若繼續(xù)提高配額比例，則火電交易電量急劇下降，最終導(dǎo)致電力交易總量的大幅下降，此時綠電的需求也將減少。

圖3 配額對各發(fā)電商交易電量的影響Fig.3 The impact of quotas on traded electric quantity of various generation companies

4.3 配額變化對電力市場交易價格的影響

圖4 為不同配額比例下電力市場交易價格變化情況。隨著配額需求的不斷擴(kuò)大，受市場供求關(guān)系的影響，綠電市場均衡價格先提高后下降；火電市場均衡價格不斷降低；綠證價格呈現(xiàn)先遞增后遞減的特征。這表明如果配額比例設(shè)置過高，火電需求急劇下降，火電價格過低，將會損害火電發(fā)電商的利益，進(jìn)而削弱火電發(fā)電商參與電力交易市場的積極性。同時過高的平均上網(wǎng)電價及綠證價格會增加配額義務(wù)承擔(dān)主體的成本，進(jìn)而導(dǎo)致電力銷售價格過高，最終會給終端用戶帶來用電壓力。

圖4 配額對電力市場交易價格的影響Fig.4 The impact of quotas on electricity market transaction price

因此，制定配額時要綜合考慮需求側(cè)及生產(chǎn)側(cè)成本的相適應(yīng)，配額過低會引發(fā)綠證交易行為激勵不足，配額過高則使得消費側(cè)負(fù)擔(dān)過重，導(dǎo)致電力總需求下降。

4.4 配額變化對各省總成本的影響

圖5 為不同配額比例下，各省的總成本變動情況?？梢钥闯觯瑹o論省i還是省j，隨著配額比例的不斷提高，其發(fā)電總成本先遞增后遞減，呈現(xiàn)倒“U”型。當(dāng)配額α較小時，各省完成配額目標(biāo)需要消納的綠電數(shù)量與實際交易的綠電數(shù)量差額隨配額比例的增加而減小，此時省之間綠證交易數(shù)量逐漸減少，省總成本逐漸增加；當(dāng)配額α適中或較高時，隨著配額比例的增加，省之間綠證交易數(shù)量逐漸擴(kuò)大，此時省總成本逐漸降低。在總成本最大時，省之間綠證交易數(shù)量為零。因此，在配額制的政策設(shè)計中，需將配額與成本結(jié)合起來考慮，最大可能的促進(jìn)省之間綠證交易的實施。

圖5 配額對各省發(fā)電總成本的影響Fig.5 The impact of quotas on total power production cost of various provinces

4.5 綠電發(fā)電成本變化對發(fā)電商交易電量的影響

由于資源稟賦和技術(shù)成熟度的不同，綠電發(fā)電成本存在差異。不同綠電發(fā)電成本對發(fā)電商交易電量的影響如圖6所示。這里，綠電發(fā)電成本系數(shù)設(shè)置為火電發(fā)電成本系數(shù)的不同倍數(shù)以表示綠電發(fā)電成本的變動。圖中電量下角標(biāo)數(shù)字1和2分別表示火電發(fā)電成本系數(shù)乘相應(yīng)倍數(shù)。結(jié)果表明：1）綠電與火電發(fā)電成本差距越小，其在配額制政策下的發(fā)電商交易電量就越大；2）當(dāng)配額一定時，綠電交易電量隨綠電發(fā)電成本的減少呈現(xiàn)遞增趨勢。目前我國風(fēng)能、光伏等發(fā)電技術(shù)相對成型，產(chǎn)業(yè)發(fā)展集成化，應(yīng)進(jìn)一步更新技術(shù)，激發(fā)可再生能源市場潛能，有效地推進(jìn)可再生能源的生產(chǎn)與消納。

圖6 綠電發(fā)電成本對各發(fā)電商交易電量的影響Fig.6 The impact of the cost of renewable energy power generation on traded electric quantity of various generation companies

5 結(jié)論

通過對所建模型進(jìn)行算例仿真，得出以下結(jié)論：

1）配額α值過低時，導(dǎo)致幾乎沒有綠電及TGC的交易；隨著配額力度的加大，綠電的市場占有率會持續(xù)增加；若制定較高的配額α，則需求側(cè)與火電發(fā)電商的效益會有明顯下降，綠電需求也將減少。根據(jù)可再生能源發(fā)電的特點，高份額的市場占有率會增加電網(wǎng)穩(wěn)定運行的潛在風(fēng)險。針對該類問題，政府應(yīng)科學(xué)設(shè)置配額比例，確保各省供給側(cè)與需求側(cè)的利益相適應(yīng)，對于火電發(fā)電商來說能夠在未來承擔(dān)起更多維持電網(wǎng)穩(wěn)定安全運行的調(diào)節(jié)作用。

2）隨著可再生能源配額需求的增加，綠證價格呈現(xiàn)先遞增后遞減的特征。綠證價格的敏感性和波動性與電能市場緊密相關(guān)。實施RPS及TGC制度，政府能夠以市場的手段發(fā)現(xiàn)可再生能源真實的正外部性貨幣價值，通過控制綠證價格上限和下限實施價格干預(yù)，保證綠證交易的公平與效率。

3）各省總成本關(guān)于配額的增加呈現(xiàn)倒“U”型分布；各省參與配額制下的跨省區(qū)綠色證書交易較未參與時能夠有效降低總成本。本文從微觀的層面解析了跨省區(qū)綠證交易形成機(jī)理，構(gòu)建的跨省區(qū)電力交易市場聯(lián)合模型將會促進(jìn)省之間資金與資源的靈活流通。為此，在推進(jìn)綠證為載體的配額制時，需將配額、價格與成本結(jié)合起來綜合考慮，激勵引導(dǎo)各省參與跨省區(qū)綠證交易。

本文研究中，假設(shè)電力市場為完全競爭市場具有一定的局限性。后續(xù)可針對不同市場運營模式，綜合考慮跨省區(qū)輸電網(wǎng)阻塞以及不同售電企業(yè)及用戶需求曲線對可再生能源消納貢獻(xiàn)的差異性影響進(jìn)行更為深入的研究，以進(jìn)一步落實售電企業(yè)及用戶的消納責(zé)任。