中國儲能網訊：為做好碳達峰、碳中和工作，我國持續(xù)完善能源綠色低碳轉型體制機制，近年來陸續(xù)出臺并推動實施保障性利用、消納責任權重、綠電交易和綠證交易等一系列促進可再生能源發(fā)展的政策措施，同時明確要充分發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用，健全適應新型電力系統(tǒng)的市場機制。
在我國加快推進電力市場體系建設的大背景下，一些促進可再生能源發(fā)展的政策措施在執(zhí)行過程中出現不協(xié)調的情況。究其根源，一是部分政策措施在制定時，新一輪電力市場化改革尚未啟動或市場形態(tài)尚未成形，因此未充分考慮與市場的銜接；二是部分從業(yè)者及社會公眾對電能成本的上升及風電和光伏在電力市場中的低價值不能理解、難以接受；三是由于對風電和光伏消納的物理過程認識不清晰、對各類交易執(zhí)行的本質是物理還是金融方式未厘清，造成部分政策未能以最優(yōu)的形式落實。
錢從哪里來——關于風電和光伏發(fā)展的經濟問題
要促進風電和光伏等新能源發(fā)展，除了做到充分消納，還需保障其投資主體合理的收益。在全生命周期合理利用小時數內有補貼風電和光伏的收入由售電收入與國家補貼兩部分組成，無補貼（包括放棄補貼、超出合理利用小時數）風電和光伏的收入由售電收入與銷售綠證收入兩部分組成。
保障性收購為何這么難
為使風電和光伏等新能源的售電收入穩(wěn)定，國家制定了保障性收購政策，但在實踐中遇到許多問題。
新能源保障性收購電量為優(yōu)先發(fā)電量，若年度保障性利用小時數不變，意味著隨著各省區(qū)新能源裝機的增長，優(yōu)先發(fā)電量將越來越大。而在與優(yōu)先發(fā)電相對應的優(yōu)先購電方面，2021年四季度國家發(fā)改委已明確推動工商業(yè)用戶全部入市，優(yōu)先購電僅余居民、農業(yè)用戶。此一增一減，造成單從電量方面考慮，各省區(qū)優(yōu)先購電量無法覆蓋優(yōu)先發(fā)電量的情況將愈發(fā)嚴重。
在開展現貨市場的省區(qū)，除優(yōu)先發(fā)電量與優(yōu)先購電量不匹配問題外，另一問題是優(yōu)先發(fā)電量與優(yōu)先購電力曲線的不匹配，電量及電力曲線不匹配均導致大額的雙軌制不平衡資金。假設不存在優(yōu)先發(fā)電量和優(yōu)先購電量，所有電源與用戶全部參與市場，那么市場的電能結算資金應當是平衡的。市場中的居民和農業(yè)用戶由于其負荷主要在現貨市場電價較高的高峰時段，應付出較高的電價。而風電和光伏由于出力曲線通常是反調峰的（即高峰出力小、低谷出力大），并且越是新能源大發(fā)時現貨市場電價越低，故風電和光伏電能的市場均價必然較低。此外，因風電和光伏難以為系統(tǒng)提供輔助服務，還需分攤各類輔助服務交易費用，造成結算均價進一步降低。因此，一方面，當居民和農業(yè)用戶不參與市場、按目錄電價用電時，其所付費用相比在市場中應付的費用通常要低（其在市場中的購電均價一定顯著高于全市場均價，市場峰谷價差越大則其購電均價高出全市場均價越多，但在市場均價下行時其購電均價也可能低于目錄電價）；另一方面，當風電和光伏不參與市場、按燃煤標桿電價售電時，其實際收益相比在市場中的收益通常要高（其在市場中的售電均價一定顯著低于全市場均價，市場峰谷價差越大則其售電均價低于全市場均價越多，但在市場均價上行時其售電均價也可能高于標桿電價）。本質上這兩方面分別是對居民和農業(yè)用戶與新能源的價格補貼，均導致產生較大的雙軌制資金缺額。居民和農業(yè)用戶無法分攤缺額費用，最終只能由包括新能源在內的電源側市場主體和市場化用戶承擔。
針對此問題，有些現貨試點地區(qū)采用了由新能源等市場主體分攤雙軌制資金缺額的方式，變相地使新能源保障性收購的價格打了折扣；另一些現貨試點地區(qū)采用“以優(yōu)購定優(yōu)發(fā)”（或稱“以用定發(fā)”）的方式，雖然大幅降低了雙軌制不平衡資金，但存在保價收購的新能源電量難以達到新能源保障性利用小時數的問題。因此，新能源按保障性利用小時數保量保價收購難以落實的關鍵是大量資金缺額，若沒有資金來源，任何市場規(guī)則或是機制的調整只是轉換了問題的表現形式，不能真正解決問題。
此雙軌制缺額資金并非由現貨市場“生產”出來，現貨市場只是將本就存在的市場主體之間貢獻與收益不相符、利益不平衡的問題顯性化了，將這一問題歸咎于現貨市場是不合理的。而且，即使不開展現貨市場，優(yōu)發(fā)與優(yōu)購電量不匹配的問題也是無法避免的。實際上，現貨市場以保障電力供應的綜合成本最小化為目標運行，通過市場機制引導資源大范圍優(yōu)化配置，并對提升保供能力及促進新能源消納展現了重要的積極作用，以其為核心的電力市場體系是推進我國能源電力低碳轉型最為經濟有效的機制。
對風電和光伏消納及發(fā)展成本的理解
風電和光伏發(fā)電的邊際成本很低，且發(fā)電過程幾乎沒有碳排放，環(huán)境價值高，但社會經濟為風電、光伏的消納和發(fā)展所付出的總成本并不低，至少包括建設投資、電能購買費用（包含了對新能源價格補貼造成的雙軌制資金缺額）、國家補貼、綠電溢價或綠證購買費用、系統(tǒng)調節(jié)和消納成本等。其中，系統(tǒng)調節(jié)和消納成本主要包括：一是需增加的電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定投資、電能質量治理投資、常規(guī)電源靈活性改造費用、新建儲能等設施費用、用戶負荷調節(jié)能力提升改造費用等新增投資；二是因風電和光伏的隨機性和波動性造成的輸變電設備有效利用率降低及網損增加、儲能類設施的損耗、火電啟停調峰等輔助服務成本；三是火電機組低出力運行時的煤耗上升、水電機組低出力運行時的耗水率上升等電力系統(tǒng)運行成本的增加。此外，為促進新能源消納和發(fā)展所付出的體制機制建設成本亦不應忽視。
以山西參與華北跨省調峰輔助服務市場為例。2021年通過該市場山西增加新能源消納13.35億千瓦時，支付外省輔助服務費用4.0億元，平均0.3元/千瓦時（山西標桿電價0.332元/千瓦時），而這僅是系統(tǒng)調節(jié)和消納成本的一部分。在當前經濟技術條件下，新能源發(fā)電成本的下降，尚抵不上社會經濟為之增加的各項成本，因此其發(fā)展將造成平均電能成本的抬升。
長遠來看，所有投資都要回收，所有成本都要疏導，否則行業(yè)將無法持續(xù)健康發(fā)展。近年來，各省區(qū)火電企業(yè)均不同程度承擔了新能源消納的部分系統(tǒng)調節(jié)成本，并且事實上分擔了優(yōu)發(fā)與優(yōu)購不匹配導致的部分雙軌制資金缺額，這是火電近年來普遍虧損嚴重的一個重要原因。新能源消納和發(fā)展的社會經濟成本，以及對居民和農業(yè)用戶價格補貼造成的雙軌制資金缺額，其回收來源無非是電價、稅收及國有資產沖抵等，歸結到底還是源自人民。
中短期來看，除新能源國家補貼由國家統(tǒng)一支付外，各省區(qū)新能源消納和發(fā)展的社會經濟成本及對居民和農業(yè)用戶的價格補貼成本，均主要由新能源裝機所在省區(qū)承擔（其中電能購買費用、系統(tǒng)調節(jié)和消納成本主要由直接負責新能源場站調度運行和電費結算的電網所屬的省區(qū)承擔，存在個別情況與裝機所在省區(qū)不一致），若沒有該省區(qū)財政、稅收等對新能源消納和發(fā)展強有力的資金支持，此成本就只能由省區(qū)內參與電力市場的各類主體承擔。當這一成本不能疏導至電力市場之外時，無論市場規(guī)則具體條款如何制定，風電和光伏高占比的省區(qū)都會表現為：或是風電和光伏電能結算均價過低，或是火電等常規(guī)發(fā)電結算均價過低，或是儲能等調節(jié)性資源的收益無法支撐其成本回收，或是用戶側結算均價漲幅過大。對市場規(guī)則的修改僅能調整此成本在各類市場主體之間的分擔比例，要解決新能源消納和發(fā)展的問題，必須從成本疏導的角度思考，或設法將此成本疏導至電力市場以外，或接受用戶電能價格的顯著上漲。讓新能源發(fā)電的綠色環(huán)境價值真正體現，使其可通過出售綠色環(huán)境價值獲得收益，這是一個切實可行的疏導途徑。
上述分析均基于當前現實情況，能源電力領域的技術進步、儲能等調節(jié)設施或新能源場站建設成本的下降等，均能夠降低新能源消納和發(fā)展的成本，緩解成本疏導的壓力。
責任權重指標、綠電和綠證機制
各購用電個體的非水可再生能源電力消納責任權重，是依據綠電交易量與綠證購買量之和與年用電量之比計算。綠證購買量顯然與用戶物理上實際消納新能源的多少無關。由于風電和光伏具有較強的隨機性和波動性，其與用戶的電力中長期交易合同必然主要以金融化的方式執(zhí)行，而非物理執(zhí)行，由于綠電交易本質就是中長期專場交易，因此用戶的綠電交易量與用戶在物理實際消納新能源的電量并無直接關系。所以，對以風電和光伏為主體的非水可再生能源電力而言，各購用電個體完成的消納責任權重與其在物理上實際消納的新能源電量基本無關，非水消納責任權重指標的關鍵不在“消納”，而在“責任權重”，指標要求承擔的是對促進非水可再生能源電力發(fā)展的經濟責任。
各省區(qū)整體的非水電力消納責任權重是根據其非水可再生能源年發(fā)電量減去外送（或加上購入）非水可再生能源電量后占年總用電量（剔除免考電量）之比計算。年總用電量一般可相對較準確地預測，各省區(qū)為完成國家下達的年度責任權重指標，必須保證非水可再生能源年發(fā)電量減去外送（或加上購入）電量后超過某一數值。若考慮各省區(qū)非水可再生能源利用率能繼續(xù)維持較高水平（大多超過95%），在確定的裝機容量下，風電和光伏年實發(fā)電量將主要由該年風、光資源多寡決定，而風、光資源是難以提前一年以上較準確預測的，年預計發(fā)電量只能依據多年的風、光資源統(tǒng)計數據，以比較保守的水平估算。假如某省區(qū)經測算后難以完成下達的指標，就必須加快提升風電和光伏裝機容量，或對新能源參與外送交易的規(guī)模設限，以保證完成指標。所以，各省區(qū)整體的非水消納責任權重指標主要是對其非水可再生能源裝機規(guī)模及外送（或購入）交易規(guī)模提出要求，其關鍵亦不在“消納”，而在“責任權重”，指標要求承擔的主要是裝機規(guī)模提升責任。
從政策制定初衷看，消納責任權重與綠證交易和綠電交易相配合，前者對各購用電個體提出權重指標要求，后者提供完成指標的手段，兩者共同保障非水可再生能源電力的綠色環(huán)境價值得以變現，轉化為場站收益，其實質是讓電力用戶為可再生能源的綠色環(huán)境價值付費，從而促進可再生能源發(fā)展，故兩者并非促消納機制，而是促發(fā)展機制。
從經濟定位看，無補貼風電和光伏場站的綠色環(huán)境價值收入與有補貼場站的國家補貼部分相對應，因此有補貼場站參與綠電交易的電量不能獲得補貼（但不計入其全生命周期合理利用小時）。綠證售價可直接視為綠色環(huán)境價值的價格，而綠電交易中，綠色環(huán)境價值體現為綠電交易相比其他非綠電電能市場化交易的溢價。
當前責任權重及綠電和綠證交易機制存在的問題
計算外送省區(qū)整體責任權重完成情況時，未計入非水可再生能源的外送電量（或對購電省區(qū)計入了購入電量）。購電省區(qū)在物理實際幫助外送省區(qū)消納的新能源電量與兩個因素有關：一是外送交易合同曲線的形狀，是否與外送省區(qū)每日具體的調峰需求（與當日新能源出力波動情況密切相關）相匹配，若匹配則會提升調峰能力，若不匹配則會降低或消耗調峰能力；二是交易量的大?。ㄈ艉贤€為降低或消耗外送省區(qū)的調峰能力，交易量越大反而越阻礙新能源消納）。而且，當外送交易合同電量和曲線不變時，外送交易的簽約者是新能源還是火電對外送省區(qū)的總消納電量亦無影響。因此，新能源的外送中長期交易不一定有助于促消納，由于其隨機性和波動性，外送中長期交易電量的消納成本仍主要由外送省區(qū)自行承擔，同時，在非綠電交易中，購電省區(qū)也未為購入的新能源電量支付綠色環(huán)境價值溢價。對省間現貨交易而言，交易曲線通常較貼合調峰需求，在物理實際上的確能夠促消納，但省間現貨送出交易的成交邏輯是價低者得，多消納電量的價格偏低，并且購電省區(qū)也未為現貨購入新能源電量支付綠色溢價。因此，新能源參與省間中長期非綠電交易和省間現貨交易，均不能實現外送省區(qū)新能源消納和發(fā)展的成本向購電省區(qū)的疏導，自然應將非綠電外送交易電量納入外送省區(qū)整體責任權重計算，而非納入購電省區(qū)。現行的計算統(tǒng)計方式，可能導致部分省區(qū)在完成責任權重指標壓力較大時限制新能源參與外送交易，不利于電力資源跨省區(qū)大范圍優(yōu)化配置。
各省區(qū)購用電個體的非水可再生能源責任權重指標不應與各省區(qū)整體指標掛鉤。個體指標體現的是促進非水可再生能源電力發(fā)展的經濟責任，全國不應有地域差異。整體權重指標高的省區(qū)已經為新能源的消納和發(fā)展承擔了較高的社會經濟成本，再讓該省區(qū)內購用電個體承擔相比其他省區(qū)更高的經濟責任是不合理的。從現實情況看，風電和光伏發(fā)電量占總用電量比例較高的省區(qū)多為中西部欠發(fā)達地區(qū)，其用戶對用能成本上漲的承受力較差，若讓這些用戶反而比全國平均水平承擔更多綠色環(huán)境價值的購買責任，將不利于中西部地區(qū)的經濟發(fā)展。
綠電交易中綠色環(huán)境價值的價格發(fā)現機制未理順。在未開展現貨市場的省區(qū)，省內電力中長期交易可不帶曲線，綠電的綠色環(huán)境價值可認為是綠電交易均價與非綠電交易均價的差價。但在開展現貨結算試運行的省區(qū)，由于電能價值分時差異，中長期合同的曲線形狀非常重要，總電量相同而曲線形狀不同的合同，價值差異很大（山西是在0.096～0.765元/千瓦時之間浮動）。綠電交易合同的綠色環(huán)境價值具有普適性，應與曲線形狀無關，僅與合同總電量有關。因此，綠電交易中電能價值的分時差異性與綠色環(huán)境價值的分時無差異性交織。由于各市場主體在中長期綠電與非綠電交易中簽訂的合同曲線形狀千差萬別，各合同均價差別也較大，甚至出現非綠電交易市場均價高于綠電交易市場均價的情況。所以在現貨結算運行省區(qū)，綠電的綠色環(huán)境價值不宜采用綠電均價與非綠電均價之差來衡量，尚需理順綠電交易中綠色環(huán)境價值的價格發(fā)現機制。
綠色環(huán)境價值交易體系及相關銜接機制不完善。綠證與綠電中的綠色環(huán)境價值所代表的意義相同，與碳排放權等交易也密切關聯，應當從國家層面盡快明確具體銜接辦法，增強綠色環(huán)境價值的交易和流轉活力，注意避免綠色環(huán)境價值的重復售賣。綠色環(huán)境價值跨省區(qū)流動方面，綠電交易受限于不同省區(qū)之間有無輸電通道及通道是否有足夠的可用容量等省間電力中長期交易約束，交易量難以滿足綠色環(huán)境價值全部流動需求；綠證交易不受相關物理約束，可作為綠電交易之外調節(jié)不同省區(qū)綠色環(huán)境價值供需的手段。綠色環(huán)境價值供需方面，由于責任權重機制對于市場主體目前缺乏明確的考核辦法，市場主體出于成本考慮對綠電和綠證的需求不足，造成相關交易量難上規(guī)模。
對責任權重及綠電和綠證交易機制的建議
為解決當前非水可再生能源電力消納責任權重及綠電交易和綠證交易在實施中存在的問題，建立非水可再生能源責任權重指標與綠色環(huán)境價值交易密切配合、透明有序、簡潔易行的體系，提出以下建議：
嚴格落實購用電個體非水可再生能源責任權重考核機制，完善綠電和綠證相關銜接機制。一是將綠電交易和綠證交易涉及的綠色環(huán)境價值分為A、B兩類，無補貼非水可再生能源為A類，有補貼的為B類。因參與綠電交易的電量不再獲得補貼，因此綠電交易中的綠色環(huán)境價值屬于A類。二是根據非水可再生能源各場站年度實發(fā)電量與綠電年度交易總電量之差核發(fā)相應數量的綠證，保證不重不漏。對無補貼場站直接按差額電量向其在電力交易中心的注冊主體核發(fā)A類綠證，綠證出售收益歸場站所有；對在全生命周期合理利用小時數內的有補貼場站，按差額電量將B類綠證發(fā)放給國家指定的代管機構，綠證出售年度收益根據各場站年度國家補貼金額的比例向全國有補貼場站返還。A、B兩類綠證有效期均為2年，以便調節(jié)綠證年度供需差異。三是對批發(fā)大用戶、售電公司等購用電個體，截至每年規(guī)定日期，仍未根據年度自身（或所代理零售用戶）實際用電量及國家下達的非水可再生能源責任權重指標足額購買綠電或綠證的，缺額部分嚴格進行考核?？己速M用與電費一并收取，由國家指定的B類綠證代管機構管理，用于補充國家補貼資金。
區(qū)分非水可再生能源電力消納責任權重各省區(qū)整體指標與購用電個體指標的制定邏輯。各省區(qū)整體的年度指標主要根據各省區(qū)非水可再生能源裝機現狀和規(guī)劃新增裝機，參考風光資源情況、近幾年消納利用率等因素，由國家制定并下達。省區(qū)整體權重考核計算時，以省區(qū)內非水可再生能源包含外送的總發(fā)電量作為分子，剔除免考電量后的總用電量作為分母，解除整體權重計算與外送（或購入）新能源電量之間的關系，促進新能源跨省區(qū)自由交易。購用電個體的年度指標由國家統(tǒng)一測算后下達，全國各省區(qū)個體指標均一致，與各省區(qū)整體指標無關，體現全國購用電個體承擔促進非水可再生能源電力發(fā)展的經濟責任的公平性。國家下達的個體需完成指標包括A類指標及B類指標（個體指標為A+B）。A類指標由國家根據本年度無補貼非水可再生能源預計發(fā)電量、現存本年度可交易A類綠證數量、預計市場主體在滿足考核指標之外對A類綠色環(huán)境價值的增量需求等測算確定；B類指標由國家根據本年度有補貼非水可再生能源預計發(fā)電量、現存本年度可交易B類綠證數量、國家非水可再生能源年度補貼資金缺口等測算確定。個體B類指標可通過購買B類綠證完成，也可通過綠電交易或購買A類綠證完成，滿足部分市場主體的個性化需求；個體A類指標只能通過綠電交易或購買A類綠證完成，不可通過購買B類綠證來完成。對居民、農業(yè)等國家明確的優(yōu)先購電用戶，鼓勵自愿購買綠證，但免于指標考核。對由電網企業(yè)代理購電的工商業(yè)用戶，同樣由電網企業(yè)代理，通過綠電交易或購買相應數量的A類、B類綠證來滿足指標要求。
在現貨結算運行省區(qū)，基于中長期分時段交易開展綠電交易及其綠色環(huán)境溢價的計算。山西于2021年6月試行的中長期分時段交易，將中長期電量按一日24小時分時段定價，使中長期與現貨一體融合，實現新能源與火電等傳統(tǒng)電源同臺競爭，保障了電能交易的同質同價。若綠電交易也采用分時段交易方式，則某一時段綠電交易均價與該時段非綠電交易均價之差即為綠色環(huán)境溢價，可將各個時段溢價的加權均價視為綠色環(huán)境價值的價格（理論上各個時段綠色環(huán)境溢價應基本相等）。若綠電交易依然采用雙邊協(xié)商、掛牌等傳統(tǒng)交易方式，仍可根據非綠電中長期分時段交易各時段均價對綠電交易合同曲線的電能價值進行估算，以綠電交易合同均價與其電能價值估算均價之差作為綠色環(huán)境溢價。結合中長期分時段交易諸多方面的優(yōu)勢，建議現貨結算運行省區(qū)的非綠電中長期交易均采用分時段交易機制。
依托電力交易機構，規(guī)范和完善全國統(tǒng)一綠證交易市場。綠證交易嚴格來講雖不屬于電能量市場，但電力交易機構掌握所有新能源場站和購用電個體的注冊信息、信用信息、用電量等綠證交易所必需信息并能做到及時同步更新，擁有完善的交易組織和結算支付體系，并且已經大范圍開展與綠證交易緊密銜接協(xié)調的綠電交易，是負責綠證交易市場的理想機構。應依托電力交易機構，盡快規(guī)范、完善全國統(tǒng)一綠證交易市場，可包括年、月等周期的綠證中長期交易機制，以及集中式的綠證現貨交易機制，中長期可采用雙邊、掛牌、集中競價、滾動撮合等交易形式，現貨可采用集中競價、滾動撮合等集中式交易形式。各省區(qū)市場主體均在此全國統(tǒng)一綠證交易平臺開展綠證交易，實現非水可再生能源綠證全國統(tǒng)一定價。建立綠證交易與綠電交易密切配合、有機銜接，綠色環(huán)境價值無障礙自由流動的交易體系。
盡快完善責任權重、綠電和綠證交易與碳交易市場、能耗“雙控”等的銜接機制。圍繞綠色低碳目標，在深入分析相關交易體系、考核機制內涵本質的基礎上，考慮與國際體系協(xié)調，統(tǒng)籌完善其轉化、獎勵、核減、抵扣等銜接機制，盡快明確具體執(zhí)行辦法，做到考核監(jiān)管不重不漏、交易體系科學合理、運轉有效協(xié)調暢通，在促進綠色低碳發(fā)展的同時，幫助用戶企業(yè)切實從綠色環(huán)境價值交易中獲得效益。
要建設好全國綠色環(huán)境價值交易體系，還需對相關交易及銜接機制研究細化。一是需明確B類綠證的定價機制。由于國家指定的B類綠證代管機構為B類綠證的唯一售方，B類綠證的價格實際上可由其控制。為給予綠證市場參與者更穩(wěn)定、明確的預期，建議B類綠證可采用由國家直接定價或跟隨A類綠色環(huán)境價值定價，并且不應以國家B類綠證代管機構持有的B類綠證全部售出為目標來制定個體的B類指標。二是對代理購電用戶需明確電網企業(yè)代理購買綠證辦法。電網企業(yè)不從代理過程中收益或虧損，但若電網企業(yè)在公開市場中進行綠電或綠證交易，交易價格的高低可能會受到質疑，因此需確定一個相對公允的辦法?？上扔杀淮淼母鞴ど虡I(yè)用戶提出完成國家下達指標外的增購A、B類綠色環(huán)境價值需求，則電網企業(yè)可根據代理用戶預計年用電量確定需代理購入的A、B類綠色環(huán)境價值數量。因B類綠證采用國家直接定價或跟隨定價，購入費用無爭議；對A類綠色環(huán)境價值，可在綠電交易及全國統(tǒng)一綠證市場新一年度交易開展前，根據需代理購入A類綠色環(huán)境價值數量，預先要求所有售出方保留一定比例的A類綠證不得在公開市場中交易，或保留一定比例的發(fā)電量不參與綠電交易（可參與非綠電交易），等年度核算周期末再組織電網企業(yè)以A類綠證交易年度加權均價從售出方手中完成A類綠證代理購買。三是做好綠色環(huán)境價值零售市場建設。綠電和綠證零售的交易主體均為售電公司與零售用戶，需明確售電公司與其所代理用戶之間非水可再生能源責任權重的履責界面，規(guī)范并完善綠色環(huán)境價值零售交易，保障用戶能夠按自身意愿以相對合理的價格便捷地獲取綠色環(huán)境價值。
全國綠色環(huán)境價值交易體系配合全國一致的非水可再生能源責任權重個體指標，能夠以簡潔明了的執(zhí)行邏輯落實促進非水可再生能源發(fā)展的經濟責任，緩解國家補貼負擔，易于各方理解并可便捷地與碳交易市場銜接，加快推動能源電力綠色低碳轉型。
作者：
國網山西省電力公司 王小昂 張軍六 王其兵
山西電力交易中心有限公司 李宏杰
山西省能源局 孫寧 常偉
本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2022年第7期
