美国新能源政策与市场机制
发布日期：2020-06-19 来源：中国电力 浏览次数：198
编者按：国网能源院新能源与统计研究所持续跟踪新能源调度运行与市场交易创新专题，开展了新能源调度运行分析与优化、新能源市场交易分析与评估、新能源政策对市场交易的影响、适应高比例新能源接入的电力市场建设等方向研究，实现从理论分析到落地应用的贯通。本专栏将围绕新能源调度运行和市场交易的国际经验、我国实践与成效、未来发展趋势等，结合相关成果和研究思考与读者进行交流分享。
文章导读：德克萨斯州作为美国新能源发展典范，也曾面临严重的新能源弃电问题，通过电网建设以及新能源市场运行方面的优化完善，德州电网近5年来弃电率保持在3%以下。本文首先简要介绍了美国以及德克萨斯州电力系统与新能源发展情况，然后分析了德州新能源激励政策，最后，提出了新能源进入电力市场的方式以及适应高比例新能源的市场机制。
国外新能源政策与市场机制—美国篇
执笔人：雷雪姣、王彩霞、李梓仟
国网能源院新能源与统计研究所
截至2019年底，美国发电总装机容量为12.43亿千瓦，其中风电、太阳能发电装机容量分别为1.05、0.75亿千瓦，装机占比分别为8.5%、6.1%。2019年，美国总发电量约为4.14万亿千瓦时，其中风电、太阳能发电量分别为2943、1306亿千瓦时，发电量占比分别7.1%、3.2%。
美国各州的新能源政策以及电力市场有较大不同，美国各州新能源政策机制也有较大差异。德克萨斯州作为美国新能源发展典范，风电装机居美国首位，太阳能发电装机居美国第二。重点分析德克萨斯州的新能源政策与市场机制。
1 电力系统及新能源发展情况
截至2019年底，美国德克萨斯州发电总装机容量为1.27亿千瓦，其中风电、太阳能发电装机容量分别为2805、337万千瓦，装机占比分别为22.2%、2.7%。
德克萨斯州75%的地域和90%的负荷由ERCOT调度运行管理。德克萨斯州电力可靠性委员会（Electric Reliability Council of Texas, ERCOT）是美国德克萨斯州内的独立系统运行商（ISO，Independent system operator），负责北美三大同步交流电网之一—ERCOT电网的运营管理。德克萨斯州75%的地域和90%的负荷由ERCOT调度运行管理，分为西部、北部、南部和休斯顿区。
ERCOT电网与外界只通过小功率直流联络线联网。ERCOT电网与美国东部同步互联电网和墨西哥电网通过4个直流背靠背换流站和1个可变频变压器站联网，输电容量合计约100万kW，仅约占最大负荷的2%。
2 新能源激励政策
在州层面通过可再生能源配额制推动新能源发展。德州是全美首批实施可再生能源配额制（RPS，Renewable Portfolio System）的州之一，并且配套采用绿证制度，有力的促进了可再生能源的发展。目前德克萨斯州风电装机已超过其配额制目标（即2025年前可再生能源装机达到1000万千瓦）。
除配额制外，新能源还享受联邦政府出台的税收抵免政策。具体的税收抵免标准因可再生能源发电类型、投运时间等而异。以风电为例，风电可享受生产税抵免，按最新标准，2017年之前建设的风电项目每生产1千瓦时电量，相应的个人或企业所得税抵减2.3美分，2017年开始逐年降低，直至2019年完全退出（即2019年之后新建项目不再享受生产税收抵免）。
3 新能源参与电力市场机制
（1）电力市场概况
在机构设计方面，采用调度与交易一体化（ISO）方式。电网公司投资电网资产，是ISO管理委员会成员。在市场组织方面，电力市场中长期合约以金融性质为主，交易量主要在日前、实时市场、辅助服务市场等。在系统平衡方面，主要通过日前、实时市场的双结算机制，促进各市场主体保持平衡。辅助服务市场是重要的调节手段。
（2）新能源进入电力市场方式
新能源主要采用两种方式参与电力市场。
一是由售电公司与新能源签订长期购电协议，代表新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积极性与新能源发电商签订长期购电协议，打捆购买新能源电量连同对应的绿证。在电力批发市场中，由售电公司竞价出售新能源发电。
二是新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。德克萨斯州于2012年就达到了其2025的可再生能源配额制目标，而后新能源依然呈快速发展态势，部分新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价格的连续下降是新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，新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新能源电量价格，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，新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，新能源发电商以及与新能源签订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。
（3）新能源参与电力市场机制
新能源以其低边际成本优势，获得优先发电机会。市场规则允许新能源提交负的报价。新能源直接参与电力市场方式下，由于新能源边际成本较低，加上绿证收益和生产税抵免优惠，一般发电越多收益越大。为获得优先发电机会，风电商在电力市场中会主动报低价，极端情况下甚至以负电价进行竞价。售电公司代表新能源参与市场方式下，风电发电商与售电公司签订的PPA往往约定弃风补偿条款。为避免因大量弃风带来的补偿费用，售电公司也会尽可能报低价，保证新能源优先发电。
实时市场的净额结算机制，促使市场主体重视功率预测精度和报价策略优化。风电功率不确定性大，实际发电量与中长期和日前交易电量存在偏差。由于实时电价波动比日前剧烈得多且偏差电量以实时电价结算，新能源十分重视功率预测误差对其收益的影响。例如某年7月实时市场最低/最高节点电价分别为2.56 $/MWh和2045.92 $/MWh，而日前市场最低/最高节点电价分别为16.47 $/MWh和311.81 $/MWh。风电预测误差将对市场主体收益产生明显影响。当新能源实际功率高于预测时，市场电价容易走低，其因增加出力而获得的收益较少；反之，当可再生能源功率低于预测时，电价可能急剧增高，其因出力不足而需要购买电量的费用较高。因此，结算机制使得市场主体重视风电预测精确性和报价策略合理性，有助于提高调度的准确性。