支撑电力能源清洁高效转型的用能权交易研究与展望

陈星莺，孙晓聪，丁 一，包铭磊，郭 超，余 昆，沈 俊

（1. 河海大学能源与电气学院,江苏省南京市 210098；2. 浙江大学电气工程学院,浙江省杭州市 310027；3. 浙江大学能源工程学院,浙江省杭州市 310027；4. 中国科学院理化技术研究所低温工程学重点实验室,北京市 100190）

0 引言

2020 年9 月,中国国家主席习近平提出:“中国二氧化碳排放力争于2030 年前达到峰值,努力争取2060 年前实现碳中和”［1］。能源行业作为碳排放的主要源头,能源清洁高效转型已成为中国实现“双碳”目标的有效手段［2-4］。文献［2］提出了用能互联网,定义了能量元,将其作为多种异质能源形式参与统一市场交易的基本计量、竞价、结算单元,提出以能量元为基本单元进行用能权交易,有效助力“双碳”目标。

为加快能源行业清洁高效转型,中国明确提出实行能源消耗总量和强度“双控”行动［5］,从源头上减少污染物和温室气体排放,提升用能效率。在此背景下,中国单位国内生产总值（gross domestic product,GDP）能耗虽逐年降低,但仍高于同期的世界平均水平［6］。为进一步降低能耗,提升能效,用能权交易近年来受到广泛的关注。2015 年9 月,中共中央、国务院共同发布了《生态文明体制改革总体方案》［7］,推行用能权交易制度,建立用能权交易系统、测量与核准体系。2021 年3 月,《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035 年远景目标纲要》［8］明确提出推进用能权市场化交易。用能权是在“双控”的大背景下,由国家初始分配和市场二次分配的以综合能源使用量为主要内容的复合性财产利益［9］。用能权能够实现能源消费侧资源的最优配置,进而带动能源系统的清洁高效转型。目前,中国已在浙江、福建、河南、四川启动用能权交易试点［10］。用能权交易试点的履约行业主要包括钢铁、化工、建材、有色等高耗能行业［11］。试点经验表明用能权对于高耗能行业用能效率的提升发挥了积极作用。

当前,中国用能权交易在电力行业虽有试点,但尚处于初级阶段。在4 个试点省份中,福建的用能权交易纳入了发电侧的火电企业和负荷侧的高耗能大用户（电解铝、电炉炼钢）［11］,其他用能权交易试点尚未拓展到电力行业。中国在能源需求侧大力推行电能替代政策［12］,电能在终端能源消费中的占比越来越高。2020 年电能占终端能源消费比重达到27%左右［13］,有望于21 世纪中叶超过50%［14］。考虑到终端消费电气化水平的快速提高,在电力行业进一步推进用能权交易对于提高用电效率、促进新能源消纳和避免无序停电都将发挥积极作用。首先,用能权对用电总量进行控制,用户为避免被考核以及在用能市场赚取收益,有动力提升用电效率。其次,由于用户自产自用的可再生能源发电不纳入能源消费量,用户将更倾向于使用清洁能源,激励用户在消费侧利用新能源。最后,用能权交易可避免为完成“双控”目标造成的无序停电。2020 年末,由于“双控”导致煤炭供应紧张,叠加负荷迅速增长因素,发生了紧急拉闸限电［15］。由于用能相关机制不完善,在实际操作过程中大多依托行政指令去限电,难以有效反映用户差异化的用能意愿。采用行政手段限制用能呈现出边际效用递减的特点,难以实现社会福利最大化［16］。

用能权是中国特有的针对能源消费量实施的“总量控制与交易（cap and trade）”制度［17］。虽然国外没有用能权,但对其他的“总量控制与交易”制度进 行 了 研 究,比 如 碳 排 放 权［18］、节 能 量［19］、排 污权［20］。文献［17］分析了总量控制与交易的机理。文献［21-22］以碳排放权为研究对象,分别对总量控制与交易在行业、区域间的分配方法进行了研究。文献［23］建立了总量控制与交易的数学模型,并进行了数值仿真。在国内,已有学者对用能权的部分问题展开了研究。文献［24］介绍了用能权的研究进展。文献［25-26］分析了中国用能权交易在试点过程中的难点和对策。文献［9］剖析了用能权的法理属性。文献［27］对比了用能权与其他资源环境权益制度。文献［28］对用能权的分配方法开展研究。现有对用能权的研究多聚焦于整个能源行业,对电、热、气、煤等各类能源采用何种计量标准与折算追踪方法尚未明确。同时,考虑到电能占终端能源消费比重的提高、用电效率偏低等现状,亟须在电力行业进一步深化用能权交易。现阶段,如何在电力行业分配用能权配额、如何协调用能权交易与电力市场、碳排放权交易的关系等诸多关键问题尚不明晰,使得电力行业推进用能权交易缺乏有效引导。因此,在“双碳”目标驱动下,亟须开展电力视角下用能权交易的理论和应用研究,以期为深化用能权交易提供借鉴。

为此,本文首先介绍了用能权的基本概念,对国内试点省份的用能权有偿使用和交易市场机制进行了系统地梳理,并对用能权的交易、定价及配额分配模型进行了介绍。然后,从电力需求侧和供给侧用能地位的提升、电力系统清洁高效转型的驱动以及电力用户用能可靠性要求的提高3 个维度明确了在电力行业推进用能权交易的意义。接着,从分配、交易、清缴3 个环节探讨了在电力行业推进用能权交易面临的挑战及关键问题,包括配额总量制定及分配、用能权交易与电力市场以及碳排放权交易的协同、能源当量计量标准的选择、一二次能源消费量的折算追踪。最后,结合电力特色和用能权交易现状,针对性地提出了在电力行业推进用能权交易的建议及展望,以期为未建设用能权市场的地区以及在电力行业推进用能权交易提供借鉴。

1 用能权概述

1.1 用能权概念

能源市场可以实现能源的优化配置,但能源生产使用过程中的高能耗、低能效问题并没有计入能源成本或通过能源价格得到体现［29］。因此,仅通过能源市场难以有效解决该问题。用能权通过能量流、业务流和数据流三流融合,挖掘数据形成可交易的特殊商品,产生核心价值,推动绿色高效用能［2］。开展用能权交易有助于进一步降低能耗、提升能效,加快能源清洁高效转型已经成为中国节能减排的重要举措。浙江［30］、福建［31］、河南［32］、四川［33］作为第一批试点省份已经正式启动用能权交易试点工作,全国用能权市场也在加速推进［34］。

试点省份将用能权作为一种综合能源消费量权益,是在能源消费总量和强度“双控”的前提下,用能单位经核发或交易取得、允许其使用或投入生产的综合能源消费量权益［30-33］。值得注意的是,用能权的一级市场由政府主导确定总量控制目标,并对配额进行初始分配,二级市场由交易主体主导进行配额交易。用能权在配额交易过程不限制总量,不违背市场交易原则,市场主体按照自愿、平等、公平、诚实信用的交易原则开展交易。

用能权交易具有促进能效提升、保障可靠履约、贴合中国的节能工作惯例等优势。用能权交易是正向控制与事前控制,能有效促进能效提升,履约主体在履约期间可以根据自身用能情况自由决定是否交易,市场流动性较好,履约的实现更加具有保障［35］。此外,中国在五年规划时对能源消费总量、单位GDP 能耗设置目标并按照省份进行分解［36］,用能权交易控制能源消费量,与中国节能工作的考核目标一致,较为适合中国的国情。

需要注意的是,用能单位自产自用的可再生能源在考核时不计入其综合能源消费量［10］。因此,用能权的推行将会极大地促进分布式可再生能源的发展,激励用户与电力系统的友好互动,实现用户从消费者到生产消费者的转变［37］。此外,伴随着集中式可再生能源发电在能源消费侧识别方法的成熟,用户侧用电的清洁属性可以得到有效识别。因此,市场成熟以后,可再生能源发电量都将不再是用能权的控制对象［38］,不纳入综合能源消费量的计量。

1.2 用能权有偿使用和市场交易机制

用能权的有偿使用和交易流程可分为分配、交易、清缴3 个过程［24］。在分配阶段,根据用户的用能权监测计划,政府向用户预发放用能权配额；在交易阶段,用能权按照市场机制进行交易；在清缴阶段,用户提交用能情况报告,监管机构对用户的用能情况进行核查,并根据核查结果对用能权进行清缴。用能权有偿使用和交易的系统架构如图1 所示。

图1 用能权有偿使用和交易市场架构Fig.1 Market structure for paid use and trading of energy use right

当前,中国在浙江、福建、河南、四川开展用能权有偿使用和交易试点,各省在设计用能权市场机制方面有一定的共性和区别。本节将从用能权市场机制建设的关键因素,包括初始分配规则、参与主体、交易机制、价格机制等方面,对比试点省份的用能权有偿使用和交易市场,如表1 所示。

表1 用能权试点省份市场规则对比Table 1 Comparison of market rules for energy use right among pilot provinces

1.2.1 初始分配规则

试点省份都采用免费分配和有偿分配相结合的方式。试点初期,免费分配主要针对用能权存量交易,有偿分配主要针对用能权增量交易。市场成熟后,存量交易部分的配额也会采用有偿分配的方式。福建、河南、四川在市场建设初期主要开展存量交易,以免费分配方式为主。浙江现阶段针对新增用能量开展交易,采取有偿分配的方式。在具体的分配方法上,主要有历史法和基准线法,产能严重过剩行业、高耗能行业可采用基准法,其他用能单位可采取历史法［10］。基准线法是指基于产出进行分配［28］,强调能效,例如,以单位GDP 能耗为分配基准。历史法则是指根据企业能源投入的历史实际数据进行初始分配,强调能耗。

1.2.2 参与主体

试点省份的参与主体主要有交易主体、交易机构、政府及其下属的监管机构。目前,各省的交易主体主要是高耗能企业,但对用能企业纳入交易范畴的考核指标和覆盖范围略有不同。以单位工业增加值能耗（能效指标）作为考核指标主要适用于用能权增量,以综合能源消费量（能耗指标）作为考核指标主要适用于用能权存量。浙江采用能效指标,将单位工业增加值能耗高于0.6 t 标准煤/万元的新增用能量纳入交易范围［30］；河南、福建和四川都是采用能耗指标,河南、福建将年综合能源消费达到5 000 t 标准煤以上的重点用能单位纳入交易范围［31-32］,四川将年综合能源消费达到10 000 t 标准煤以上的重点用能单位纳入交易范围［33］。各省交易机构、政府及其下属的监管机构的职责较为一致,交易机构的主要职责是建立交易平台、提供交易服务；政府及其下属的监管机构的主要职责是负责综合协调、组织实施和监督管理。

1.2.3 交易机制

试点省份都采用竞价、挂牌、协议转让、定价转让等方式进行交易。其中,浙江针对新增用能量开展交易,而其余试点省份针对的是存量用能量进行交易。竞价和挂牌主要适用于单笔买卖申报数量较小的交易,双边协商、定价转让既适用于单笔买卖申报数量较小的交易,也适用于大宗交易。不同于电力市场的现货交易拥有完备的以最优潮流为基础的出清模型,用能权交易更类似于证券市场的现货交易。

1.2.4 价格机制

用能权的定价受市场供求关系影响,体现其市场化配置能源资源的作用,比如边际出清价格、被摘牌对象的挂牌价格、双边协商决定价格、限定价格等。边际出清价格主要适用于竞价的交易方式,被摘牌对象的挂牌价格主要适用于挂牌交易,双边协商决定价格主要适用于协议转让,限定价格主要适用于定价转让。在市场建设初期,浙江、河南、四川都引入了政府指导。比如,浙江在初期阶段采用定额出让、差别化定价的方式；河南采用定价和市场竞价两种方式,其中,市场竞价由政府设定基准价格；四川在价格形成中由政府指导和市场调节相协调。在市场成熟以后,价格形成机制会逐步过渡到由竞价来确定,充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。

1.3 用能权有偿使用和交易的模型

本节从交易模型、定价模型以及配额分配模型3 个方面介绍用能权的数学模型。

1.3.1 交易及定价模型

1）竞价

竞价是指出让方（受让方）向交易机构提交卖出（买入）挂单申报,设定交易条件,发布竞价公告,在规定时间内由意向受让方（出让方）通过交易系统进行竞价的交易方式［39］。如果是出让方卖出用能权,则竞价是按照价格向上走高正向竞价；如果是受让方买入用能权,则竞价是按照价格向下走低逆向竞价,两者的数学模型是一致的,只是竞价方向有区别。以出让方卖出用能权为例说明。

出让方卖出用能权的竞价中,包含一个用能权出让方和n(n≥2)个用能权意向受让方。假设用能权出让方的数量为Qs,受让方k用能权配额报价和报量分别为Pb,k和Qb,k,中标量为,c为边际受让方。竞价方遵循“价格优先、时间优先”原则排队竞价。最终价格为规定交易时间内边际受让方c的报价Pb,c。竞价的目标函数如式（1）所示,数量约束如式（2）所示。

2）挂牌

挂牌指出让方（受让方）通过交易机构,将用能权供给量或需求量的数量和价格等信息对外发布要约,由意向受让方（出让方）通过交易系统提出接受该要约的申请并成交的交易方式［40］。以用能权需求量挂牌交易为例介绍模型。

假设挂牌方k和摘牌方j的成交电量为Qk,j,成交价格为Pk,j,该交易的社会福利Ek,j如式（3）所示。

挂牌交易的优化模型的目标函数如式（4）所示,成交数量约束如式（5）和式（6）所示,摘牌数量约束如式（7）所示。成交价格为被摘牌对象的挂牌价格,如式（8）所示。

选取120例乳腺疾病患者作为研究对象,乳腺病灶共计154个。所有患者均接受超声弹性成像检查。患者均为女性,年龄23-64岁,平均年龄(40.31±3.55)岁;超声弹性成像检查下可看到实性肿块,经手术切除病理检查之后得到证实。

3）协议转让

协议转让是指交易双方通过协商确定用能权交易产品、价格及数量,并通过交易系统确认成交的交易方式［39］。交易双方进行协商,随着轮次的增加,双方报价的差值会不断缩小,当双方报价趋于一致时交易达成,此时双方的报价为最终成交价格［41-42］。协议转让的本质是多轮讨价还价的双边协商交易,最终成交价格为用能权出让方所能承受的最低价格和受让方所能承受的最高价格。

4）定价转让

定价转让是指出让方（受让方）向交易机构发出卖出（买入）请求,按照其限定的价格在交易系统中进行意向申报,由意向受让方（出让方）通过交易系统对该意向申报进行响应并成交的交易方式［39］。成交价格即为交易发起方的限定价格。

1.3.2 配额分配模型

针对用能权的有偿分配方法为定价出售,即由政府确定配额定价并售卖给需求方。针对用能权的免费分配,所采用的配额分配方式为历史法或基准线法［28］,其模型介绍如下。

1）基准线法

针对能耗或产能较大的用户采用基准线法［10］。基准线法更能还原用户的能效情况,因此对于大用户采用基准线法能够激励其提升能效,如式（9）所示。

式中:Aj为用户j的用能权配额；Bj,ref为用户j所属行业的能源消费量基准值；Hj为用户j的历史产量。

2）历史法

针对生产流程较为复杂的用户和耗能量较小的用户则采用历史法［10］。历史法不必统计用户的产量,直接使用历史的电能消费量作为分配的依据,较为方便,更能还原能耗情况,如式（10）所示。

式中:Bj为用户j的历史综合能源消费量；Fj为用户j所属行业的总量控制系数。

2 电力行业推进用能权交易的意义

2.1 提升电力需求侧和供给侧用能地位

当前,中国在能源需求侧大力推行电能替代政策［12］。伴随着电力需求侧用能地位的提升,将电能纳入用能权交易的范畴对于实现电力需求侧能效提升至关重要。考虑到电力在未来能源系统中的核心地位［43］,用能权将由当前以煤为核心向以电能为核心转变。

此外,电力供给侧也是用能关键环节。中国95%左右的非化石能源主要通过转化为电能加以利用,电力系统二氧化碳排放占能源消费二氧化碳的比重为42%［44］。电力系统的清洁高效转型是能源系统清洁转型的基石,能源清洁高效转型迫切需要电力系统的先行［45］。

因此,电力需求侧和供给侧都是用能关键环节,需要在电力行业推行用能权交易,以充分发挥用能权促进能源转型的作用。

2.2 支撑电力系统清洁高效转型

电力系统清洁高效转型的方向是构建以新能源为主体的新型电力系统［46］。然而,新能源的快速增长以及“双控”目标的要求,也给电力系统引入了新的挑战。挑战一是新能源亟待消纳。中国电力装机容量仍以火电为主,而新型电力系统要求未来装机容量以新能源为主体,在发电侧控制化石能源的大量燃烧,提升新能源消纳水平。2020 年,全国可再生能源电力实际消纳量占全社会用电量的比重为28.8%［47］,距离碳中和目标要求还有较大差距,迫切需要探索新的新能源市场化消纳方式［48］。挑战二是用电效率亟待提升。当前用户侧的用电效率偏低,2020 年中国单位GDP 用电量为0.066 5（kW·h）/元,距离世界先进水平还有较大差距［49-51］。

在电力行业推进用能权交易对于解决以上问题起到了积极的作用,是促进新型电力系统建设的重要途径。首先,用能权有助于控制传统化石能源消耗。用能权的特性决定了火电企业要额外支付用能外部性成本（资源损耗、环境污染等成本）［52］,会降低火电企业的市场竞争力。火电企业为免于被考核,必须降低自身的煤耗率和厂用电率,提升自身效率。电力行业的污染物和温室气体排放主要来自发电侧,推行用能权交易将会从发电侧限制传统化石能源的大规模使用,从起源上减少污染物和温室气体排放。其次,用能权有助于促进可再生能源消纳。用户使用可再生能源在考核时不计入其综合能源消费量,因此,用能权的推行将会极大地促进可再生能源的消纳。最后,用能权有助于提升需求侧的用能效率。用能权的机理决定了电力用户要想免于用能权的考核或在用能权市场中赚取收益,必须提升用能的效率。因此,用能权通过控制综合能源消费量来倒逼需求侧能源利用效率的提高。

2.3 提高电力用户用能可靠性

“双控”目标对能源消费总量及强度都提出了要求。中国在“十三五”规划中提出控制能耗增量及能耗强度,并按省份和行业进行了分解［53］。在2020 年,即考核末期,部分省市为完成“双控”目标依托行政手段限制企业用电。此外,“双控”目标的控煤还引发部分依赖煤电的省份电力供应紧张［15］。

由于没有用能市场机制,在实际操作过程中上述限电主要依托行政指令,没有反映用户差异化的用能意愿,不能体现用户对于用能可靠性的需求。行政手段限制用能呈现出边际效用递减的特点,难以实现社会福利最大化。因此,需要考虑用户的用能可靠性要求,在电力行业推进用能权交易,实现“双控”目标与用户用能可靠性要求的均衡。

3 电力行业推进用能权交易的挑战及关键问题

本章按照用能权试点开展的3 个环节（分配、交易、清缴）提炼了当前用能权在电力行业实施所面临的挑战,并在此基础上,对应每个挑战分别总结了用能权在电力行业推进的关键问题。

3.1 分配环节

用能权的配额总量直接决定了“双控”的效果,分配方法决定了市场的公平公正。总量制定是否能完成“双控”目标？分配方法是否能够使用户承担实际的责任,是否能够调动用户的积极性？如何科学合理地制定配额总量与分配方法以确保市场的效用与公平,是分配层面所面临的挑战,需要研究配额总量制定及分配的关键问题。

用能权的配额总量直接决定了“双控”、节能减排的效果,而其分配方法又对整个市场的公平公正具有关键影响。因此,有必要研究用能权配额的总量制定方法以及针对行业和用户的分配方法。

用能权配额总量是指政府在规定时间跨度内发放的配额上限数量［10］。若配额分配过多,则用能权价格较低,难以起到约束用能企业的效果,节能减排效果差；若配额分配过少,则用能权价格过高,对企业造成的负担太重。因此,应结合国家“双控”目标和路径,研究用能权配额总量的制定方法。

针对各个行业的用能权配额数量,应综合考虑各个行业的能耗下降、能效提升的难度与步伐,研究如何公平、高效地实现用能权配额总量的行业分解。此外,由于电能具有不能大规模储存、易于量测等特点,在电力行业推进用能权交易时,要根据电力用户的生产和使用特点以及用电的能耗和强度,研究电力行业初始配额的分配方法。

3.2 交易环节

由于用能权与碳排放、电力市场等多市场存在着深度的耦合,如何协同多市场以更好地发挥多市场效用是交易环节面临的挑战,需要研究用能权交易与电力市场和碳排放权交易的协调机制等关键问题。

3.2.1 用能权交易与电力市场的协调机制

随着新一轮电力市场改革的加速推进［54］,电力市场交易已纳入了约30%的全社会用电量［55］。售电侧市场逐渐放开,用户拥有更多的选择权［56］。目前,绿电交易作为电力市场的补充交易品种受到了广泛的关注。绿电是证电合一的,即绿电将电能量和“绿证”捆绑销售给用户,绿电交易后电能的环境价值同步完成交割,并提供可溯源的绿电消费认证［57］。用能权交易与电力市场、绿电交易的比较如表2 所示。作为主要的能源形式,电能的使用必然意味着用能权配额的消耗,为此电力市场的出清结果将对用能权交易的边界产生影响。考虑到用能权与电力市场的交互耦合,如何理清并协调用能权交易与电力市场的联系成为电力行业推进用能权交易的关键问题。

表2 用能权交易与电力市场、绿电市场对比Table 2 Comparison among energy consumption right trading, electricity market and green electricity market

市场主体在用能权市场和电力市场的市场行为深度耦合。电力用户/火电发电企业在电力市场的竞量要受其当年用能权剩余配额以及用能权市场价格的影响,而电力市场的出清结果也会影响到其在用能权市场中的竞量。比如,用户/火电发电企业认为当前的用能权配额使用过快且用能权市场的配额价格较贵,那么就会压减自己在电力市场中的竞量。而如果用户/火电发电企业预计在电力市场的竞量要超出当年的用能权配额,则需要择时在用能权市场上购买用能权配额,增加对用能权配额的需求量。相较于火电发电企业会受到来自用能权的考核,可再生能源发电的报价报量不会受到用能权的限制,在电力市场中有更强的市场竞争力。

在用能权交易和电力市场深度耦合背景下,二者的交互机理与耦合协调机制尚不明确,且用能权交易的时间尺度也不能匹配电力市场,给两个市场的协同带来了困难。为充分发挥用能权和电力市场的效率,亟须研究两个市场的耦合与协调机制。

3.2.2 用能权交易与碳排放权交易的协调机制

当前中国87%的碳排放由能源转换产生［58］,用能单位的某一用能行为会产生碳排放,会受到来自用能和碳排放的双重考核［35］。因此,如何协调用能权交易和碳排放权交易是需要研究的关键问题。

用能权和碳排放权同属于资源环境权益,所依据的原则都是“总量控制与交易”［27,59］。两者的初衷有一定的差异:用能权侧重对能源消费量进行管控,主要目的是降低能耗、提升能效,属于“前端管理”；碳排放权则直接对碳排放量进行管控,主要目的是减少温室气体排放,属于“末端管理”［27］。两者在模型上的主要区别在于标的不同,其中,碳排放权的标的是碳排放量,而用能权的标的是综合能源消费量,标的的不同决定了二者在核算、配额分配等方面存在着较大的差异。比如,在核算方面,用能权统计用户的用煤量、用电量等,然后乘以折算系数折算到统一的计量标准；而碳排放权核算的是碳排放量,可以统计用户的用能量,再乘以碳排放因子,也可以采用直接测量二氧化碳排放的方式,比如美国环境保护署采用连续排放监测系统（CEMS）监测大规模排放［60］。用能权交易与碳排放权交易的比较如表3所示。

表3 用能权交易与碳排放权交易对比Table 3 Comparison between energy consumption right trading and carbon emission right trading

考虑到化石能源消费与碳排放的耦合关系,两者在开展后的效果方面有一定的重合,用能权控制化石能源消费量,也会促进可再生能源消纳,从而减少碳排放,反之亦然。但是,仅仅通过单一制度难以同时实现减排、能效提升、可再生能源消纳等目标。举例来说,仅仅控制能源生产侧的碳排放并不等同于一定能提升能源消费侧的能效,当前中国化石能源仍然是主要的能源,消费侧能效的提升仍有重要意义［4］。考虑到中国对节能减排的迫切要求,当前中国能源行业不仅需要碳排放权来减少温室气体排放,也需要用能权来促进用能能效的提升。因此,两项制度互为补充,是中国促进节能减排、保障“碳达峰·碳中和”目标的长期市场机制。

用能权交易与碳排放权交易纳入的交易对象有交叉,纳入用能权交易的耗能大户通常来说也是纳入碳排放权交易的碳排放大户。考虑到两者效果的重合,在电力行业推行用能权交易可能会给用户造成负担,为此有必要研究用能权交易与碳排放权交易的协调机制。

3.3 清缴环节

由于用能权涉及多种能源,如何确保计量方式的公平性是清缴环节所面临的挑战。为解决一二次能源重复计量的难题,需要将多种能源的计量统一到同一标准,研究能源当量计量标准的选择以及一二次能源的折算追踪等关键问题。

3.3.1 能源当量计量标准的选择用能权配额的审核需要统计用户全年的综合能源消费量。考虑到异质能源消费量的计量单位不同,采用统一的计量方式,将异质能源耦合到同一个计量体系中是推行用能权交易的关键问题。

由于用能权涉及多种能源,能源之间在计量方面存在着耦合,主要体现在用能权在核算时将多品种的能源全部转化为能源当量,纳入了同一计量体系。能源当量是能源消费量的基本计量单位［61］,如图2 所示。当前,能源当量选取的计量标准是标准煤,即把能源按燃烧所产生的热值折合成标准煤［61］,最终将各类能源的消费量折算到标准煤。中国各审核机构计量用户能源消费量时,多以用户的煤炭库存、采购记录等为审核依据。以煤炭作为计量标准存在着时间颗粒度大、统计复杂度高等不足［62］。有别于化石能源的计量方式,针对用户电能的核算主要由电表计量,统计较为方便,时间颗粒度细,统计频度高,数据也较为透明。在“双碳”目标的驱动下,未来煤炭的消费量将逐步降低,以标准煤为能源当量的用能权交易难以适应未来中国能源发展的要求。

图2 能源当量示意图Fig.2 Schematic diagram of energy equivalent

此外,用能权在核算时仅统计综合能源消费量。因此,用户在用能方式上可灵活调整用能策略,充分发挥多能互补的优势,在多能源市场购买能源,提升用能效率。受制于电能、热能、天然气等市场没有形成合适、统一的计量标准作为交易和结算依据,多能源市场交易在中国推进较为缓慢。因此,有必要选择以电能为核心的能源当量计量标准,以适应未来以电能为核心的能源消费体系。

3.3.2 一二次能源消费量的折算追踪

能源消费量作为用能权配额的标的,是用能权交易结算的重要依据,如何准确、公平计量能源消费量也成为开展用能权交易的关键。

当前,能源消费量在核算时存在一二次能源重复计量的问题。以电力系统为例,火电的一次能源转化为电能被电力用户使用以后,这部分能量同时被计入火电和电力用户的能源消费量核算中。受限于中国能源价格中的外部性成本难以向下游用户传导［63］,重复计量问题将长期存在。此外,用户可引入电锅炉等设备实现煤改电、气改电,若无法解决重复计量问题,则会使得用户全部使用电能而逃避用能权的考核。

重复计量简单地将所有能源当成一种能源来看待,忽视了异质能源品质和外部性成本的差异,难以推动用户使用清洁高效能源。因此,有必要开展一二次能源消费量的折算追踪,避免重复计量问题。

4 电力行业推进用能权交易的建议

4.1 完善用能权的配额总量制定及分配方法

用能权的配额分配应坚持“自上而下”的分配原则,即国家统筹考量,根据国家的“双控”目标制定国家用能权配额总量,根据省份进行分解,然后各省份按照行业进行分解,如图3 所示。

图3 用能权配额分配Fig.3 Allowance allocation of energy consumption right

电力行业的配额总量应纳入全国用能权配额总量来统筹考虑。在确定用能权配额总量时,应考虑经济增长以及能耗强度下降,如式（11）所示。

式中:At为规划期内第t年的用能权配额总量；fc,0为规划期初的能源消费总量；αt为规划期内第t年的经济增长率；εt为规划期内第t年用能权交易的覆盖范围；δt为规划期内第t年用能权交易对全国实现“双控”目标的贡献率；βt为规划期内第t年的能耗强度下降率。

在电力行业分配用能权时,应充分考虑用户用电特点,依据能源消费量的统计难度和耗能量大小采用合理的分配方法。能耗或产能较大的用户（如发电企业）应采用基准线法,更能还原用户的能效情况,激励大用户提升能效,如式（9）所示。生产流程较为复杂的用户和耗能量较小的用户则采用历史法,不必统计用户的产量,直接使用历史的电能消费量作为分配的依据,较为方便,更能还原能耗情况,如式（10）所示。

4.2 探索用能权交易与电力市场的协调机制

用能权市场与电力市场的协同设计应重点把握电力用户参与两个市场的行为耦合特性,并根据电力特色,扩展用能权市场的时间尺度和交易日范围,以更好地开展两个市场的协同交易。

电能的使用需要缴纳相应的用能权配额,电力用户在两个市场下的行为存在耦合,交易结果互相影响。电力市场和用能权市场的耦合关系可以归结为图4。用户/发电企业综合考虑自己的用电需求/发电能力和用能权剩余配额,在电力市场中竞价竞量,电力市场基于市场行为确定出清结果。用户/发电企业以电力市场的出清结果作为边界条件,以实际电能消费量/发电量做修正,确定用能权配额的使用情况,并根据用能权剩余配额决定在用能权交易中的竞价竞量。两市场的出清结果互为边界,最终趋于市场均衡。

图4 用能权交易与电力市场交易的协同Fig.4 Synergy between energy use right trading and electricity market trading

用能权与电力市场可以通过用能权配额的曲线分解方法、价格联动的市场出清机制、市场主体的均衡分析实现协同［29,64］。首先,基于发/用电曲线与发电企业/用户用能权配额的函数关系,将用能权的配额分解到月、日、时,以确定发电企业/用户在电力市场中报价中应该考虑的用能权配额数量。然后,建立价格联动,电力市场的市场主体在报价时应该考虑自身用能的外部性成本,并最终通过电力市场出清反映到电价上来。最后,市场主体根据电力市场的出清结果修正自己的用能权配额和发/用电曲线,通过市场主体的均衡分析得到两市场在均衡条件下的出清结果。

用能权交易的时间尺度相对单一,交易日也仅覆盖了工作日。考虑到电力市场的时间尺度多样［65］以及电力系统的平衡需求［66］,建议扩展用能权交易的时间尺度和交易日范围,将用能权交易的时间尺度覆盖中长期交易,交易日范围也覆盖非工作日。用能权的中长期交易可以采用远期、期货或者期权等金融合约的方式开展,满足电力系统季节性平衡的需求；而用能权的现货交易覆盖非工作日,充分考虑电力系统实时平衡的需求。后续,可参考电力市场的中长期与现货建设经验,研究用能权市场中长期交易与现货交易的衔接机制。

针对绿电交易与用能权市场的协同,建议绿电作为用能权交易的抵消产品进行交易。绿电为核算综合能源消费量时区分可再生能源发电与传统化石能源发电提供了依据［29］。在计量能源消费量时,可以考虑将绿电扣减。该部分电能消费量的环保属性相当于已通过用能权市场补偿,与电能同时交付的绿证不再参与绿证市场。当然,用户也可以选择不用绿证抵消能源消费量,而是选择在绿证市场进行交易。

4.3 探索用能权交易与碳排放权交易的协调机制

用能权与碳排放权都已各自建立了市场,采用联合市场的可能性不大,建议采用独立运行的原则,并通过互认抵消及兑换机制、价格协同机制实现协同［11］。建议在结算时用能权和碳排放权可以互认抵消或兑换,即每单位的用能权配额可以转化为相应单位的碳排放配额。基于用能量与碳排放量之间的物理转换关系（价值关系）建立二者的兑换系数,并考虑二者在各自市场中的供求因素对兑换系数进行修正,以实现价格协同。

用能权交易与碳排放权交易的协同应充分考虑用能与碳排放间的物理耦合关系,如式（12）所示［67］,该公式描述了用能权与碳排放权的物理转换关系（价值关系）。

式中:e为用户的温室气体排放量,由于当前中国碳市场只统计二氧化碳排放量,故本文只研究二氧化碳排放量；fc,i为第i种能源的消费量；rnvc,i为第i种能源的低位发热量；ei为第i种能源的二氧化碳排放因子,单位为tCO2/GJ；ci为第i种能源的单位热值含碳量；oi为第i种能源的碳氧化率；44/12 表示二氧化碳与碳的相对分子质量之比。

以式（12）为基础,建立用能权和碳排放权的转换关系。每单位的用能权配额可以转化为λ单位的碳排放配额,如式（13）所示。兑换系数的值由政策制定者根据式（14）确定,并定期进行更新。

式中:C1为单位碳排放权配额；A1为单位用能权配额；λ为用能权配额兑换碳排放权配额的系数；ωi为第i种能源消费量占交易范围内的能源消费总量的比重。

在实际兑换过程中,并不是根据用能权和碳排放权的价值来进行兑换,而是根据二者的价格来进行兑换,也就是需要考虑二者在各自市场中的供求因素对兑换系数进行修正,以实现价格协同。式（14）仅反映了用能权与碳排放权的价值关系。因此,采用折价率ϑ对λ进行修正,如式（15）所示。折价率=（单位份额价值-单位市场价格）/单位份额价值,表示价值与价格之间的关系［68］。

式中:ϑA和ϑC分别为用能权和碳排放权的折价率。

4.4 选择以电能为核心的能源当量计量标准

未来用能权在能源当量计量标准选择上,应向二次能源倾斜,建立以电能为核心的能源当量计量标准体系,将所有非电能源折算到等效电能量［61］。由于用能权在核算时不会纳入可再生能源发电量,因此,以电能作为能源当量计量标准是较为公平的,能够真实反映用户使用传统化石能源和碳排放的水平。以电能为核心的能源当量计量标准具有4 点优势。

1）用能消费量实时获取,时间颗粒度细。电能消费量由电表计量,非电能源也可以折算成等效电能量,统计频率高,可以实现用能情况的实时感知,有利于政策的研判。

2）核算难度相对较低。伴随着大数据技术的成熟,通过某区域的实时采集和历史能源消费数据,可以建立该区域电能消费量与综合能源消费量之间的关系,并进行定期的校正,从而通过电能消费量的计量得到综合能源消费量,核算难度较低。

3）核算方便易行。考虑到电能消费量呈上升趋势,煤炭消费量呈下降趋势［58］,在未来以电能为核心的能源消费核算中,将煤、气、热等能源折成等效电能量,方便易行。

4）契合了电力在能源行业的核心和枢纽地位［43,69］,有利于多能源的交互。选择以电能为核心的能源当量计量标准能够实现跨能源的计量与交易结算,实现不同能源市场之间的交易,充分发挥多能替代的特性,提升能源使用效率［70］。

非电能源通过折算系数转化为等效电能量,如式（16）所示［61］。

式中:fc,e为等效电能量；ηi为第i种能源折算为等效电能量的系数,其具体计算方法见4.5 节。

4.5 完善一二次能源消费量的折算追踪方法

为避免重复计量,应建立一二次能源消费量的折算追踪方法。建议折算系数考虑能源品质和外部性差异,并采用“用能追踪+用能分摊机制”的思路来避免重复计量难题。

首先,各类能源在向电能折算时,应充分考虑能源的品质和外部性成本,能源折电系数如式（17）所示。等号右边第1 个分式体现能源的品质［61］,高品质能源该项数值高,因此折电系数会较小。第2 个分式体现能源的外部性,κ为外部性成本占总成本的比重。由于清洁高效能源的外部性成本较小,其κ值也较小,折算成能源当量时的折电系数会较小,会推动用户使用清洁高效的能源。本公式仅适用于异质能源产热的情况。由于在统计能源消费量时,不统计风能、太阳能等非产热能源的消费量,本公式适用于用能权的审核。

式中:Qi为单位数量的第i种能源所具有的热量；Qe为单位数量的电能所具有的热量；Ti为第i种能源对外做功时的温度；κ为外部性成本占总成本的比重,关于能源外部性成本的测算方法见文献［52］；T0为环境温度。由于大多数能源的做功温度（以天然气为例,做功温度可以达到1 500 ℃［61］）远高于环境温度,T0的较小变化对ηi影响较小。因此,为了方便和统一,通常将环境温度T0设置为0 ℃,但对于热水,由于热源温度与环境温度差别很小,需要根据使用热水条件下的实际环境温度确定T0［61］。

其次,采用用能追踪量化能源消费量从一次能源到二次能源的重复计量数量。用能追踪主要依据的原理是能流追踪技术［71］,可实现从一次能源到二次能源的全生命周期追溯,确定能源消费量中被重复计量的数量。

最后,建立能源消费量在一二次能源用户的用能分摊机制。参考电力市场中的公共费用分摊方法,能源消费量的分摊可以采用核仁分摊法、夏普利值分摊法等［72］。需要注意的是,本文所提出的“用能追踪+用能分摊机制”的折算追踪方法是为了解决当前中国能源价格中的外部性成本难以向下游用户传导而造成的重复计量问题,如果未来的能源市场中实现了能源价格外部性成本向下游用户疏导,则无须重复对一二次侧进行考核。

5 研究展望

针对在电力行业推进用能权交易的关键问题,结合国内试点情况,建议未来一段时期内着重在以下几个方面开展研究工作。

首先,在分配层面,研究兼顾公平与效率的用能权配额分配方法。配额分配方法是用能权交易的前提,目前的主流配额分配方法都还存在着一定的局限性,比如历史法会造成公平性问题,节能机组因历史用能较少,相应获得的用能权额度反而少,基准线法不适用于生产流程差异大的行业［9］。已有研究对于新型分配方法进行了探讨,比如混合法、零和DEA 方法等［28］。后续应研究各类方法的适用性,并加快研究更加兼顾公平与效率、市场主体易于接受的新型配额分配方法。

其次,在交易层面,研究用能互联网交易理论及支撑技术。用能权市场、碳市场、能源市场耦合交织,多市场之间的交互存在壁垒。用能互联网将用户侧的“消费互联网”与生产侧的“产业互联网”进行有效融合,打通生产与消费市场,实现了能源的高效利用［73］。后续需研究用能互联网的市场交易理论及支撑技术,包括能量元的机理模型、多元主体博弈分析、用能互联网交易平台、用能互联网与电网的友好互动技术等［2］,有序提高用电效率。

最后,在清缴层面,研究数据驱动的用能信息流高效利用技术。用能权的清缴依赖于信息流的有效采集和高效利用。伴随着分布式资源以及智能终端设备大规模接入配电网,会产生海量数据。后续需研究边缘计算技术,在网络边缘整合感知终端与计算终端,实现数据的边缘化处理［74］。同时,还可以通过边缘计算与区块链技术相结合,实现用能权的边缘交易,有效保证用户的安全隐私。此外,在主站侧或用户侧,依赖于数据驱动技术深入挖掘数据蕴含的信息以及价值［75］。比如,在主站侧,通过用能数据对该区域进行用能“肖像描绘”,全面分析用能情况,对用能情况进行统计与监管；在用户侧,开展能效和能量管理［76］,实现最优的能源分配和能量管理。

6 结语

用能权交易作为市场化手段,通过在需求侧限制综合能源消费总量,并允许用能企业进行用能权配额交易,促进需求侧开展节能活动、提升能效。在电力行业推进用能权交易能够提升用户用电效率、消纳新能源、避免无序停电,促进以新能源为主体的新型电力系统建设。

本文分析了用能权的概念,对比了中国试点省份的用能权有偿使用和交易市场机制,总结了用能权的交易、定价及配额分配模型。从电力需求侧和供给侧用能地位的提升、电力系统清洁高效转型的驱动、电力用户用能可靠性要求的提高三个方面梳理了在电力行业深入推进用能权交易的意义。在此基础上,从分配、交易、清缴三个环节分析了在电力行业推进用能权交易面临的挑战及关键问题,包括用能权的配额总量制定及分配、与电力市场的协调机制、与碳排放权交易的协调机制、能源当量计量标准的选择、一二次能源消费量的折算追踪。在明晰关键问题的基础上,结合电力特色和用能权交易建设现状,给出了在电力行业推进用能权交易的建议及相关研究展望,明确了上述关键问题的解决思路。希望本文能为未来在电力行业推进用能权交易提供有益的参考。