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今年以來，國家發(fā)改委、能源局陸續(xù)印發(fā)《關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》《關(guān)于完善能源綠色低碳轉(zhuǎn)型體制機制和政策措施的意見》等政策文件，要求到2030年新能源全面參與市場交易，強調(diào)在全國統(tǒng)一電力市場框架下，構(gòu)建適應(yīng)新型電力系統(tǒng)的市場機制，開展綠色電力交易試點，完善能源綠色低碳轉(zhuǎn)型體制機制，服務(wù)碳達峰、碳中和目標實現(xiàn)。為此，本文重點梳理我國綠色電力市場化的政策和實踐進展，并展望其未來發(fā)展趨勢。
綠色電力市場化的相關(guān)要求
在宏觀層面，“雙碳”目標下新能源為主體的新型電力系統(tǒng)建設(shè)、新能源2030年全面市場化目標出臺、可再生能源補貼逐步退出、煤電價格全面市場化等戰(zhàn)略、政策和措施都將利好綠色電力交易的發(fā)展。
2020年9月，我國提出“二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現(xiàn)碳中和”的目標，開啟了全社會綠色低碳轉(zhuǎn)型的新征程。我國二氧化碳排放體量大，從碳達峰到碳中和僅有30年時間，任務(wù)艱巨復雜。其中，能源電力的低碳轉(zhuǎn)型是實現(xiàn)“雙碳”目標的主戰(zhàn)場。目前，我國能源燃燒占全部二氧化碳排放的88%左右，電力行業(yè)排放占約41%，電力行業(yè)不僅要加快行業(yè)自身的低碳轉(zhuǎn)型，還要助力工業(yè)、建筑、交通等終端用電部門實現(xiàn)更高的電氣化水平。
落實“雙碳”目標，加快建設(shè)以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)是重中之重。2021年11月，《關(guān)于完整準確全面貫徹新發(fā)展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》《2030年前碳達峰行動方案》兩份綱領(lǐng)性文件發(fā)布，要求積極發(fā)展非化石能源，加快建設(shè)新型電力系統(tǒng)，2025年、2030年、2060年的非化石能源消費比重分別達到20%、25%、80%。隨后，中央經(jīng)濟工作會議、中共中央政治局、碳達峰碳中和工作領(lǐng)導小組全體會議多次提出大力發(fā)展新能源的相關(guān)要求。在電力供給側(cè)，全面推進風電、太陽能發(fā)電大規(guī)模開發(fā)和高質(zhì)量發(fā)展，構(gòu)建新能源占比逐漸提高的新型電力系統(tǒng)，到2030年，風電、太陽能發(fā)電總裝機容量達到12億千瓦以上。在電力消費側(cè)，研究構(gòu)建推動“雙碳”的市場化機制，深化能源體制機制改革，全面推進電力市場化改革，完善電價形成機制。
在大力推動新能源規(guī)?；l(fā)展的政策激勵下，2021年全國可再生能源發(fā)電裝機規(guī)模歷史性突破10億千瓦，水電、風電裝機均超3億千瓦，海上風電裝機規(guī)模躍居世界第一。新能源年發(fā)電量首次突破1萬億千瓦時大關(guān)，風電、光伏和水能利用率分別達到96.9%、97.9%和97.8%，核電年均利用小時數(shù)超過7700小時，全國風電、光伏發(fā)電發(fā)電量占全社會用電量的比重達到11%左右。
2021年，我國全社會用電量達到8.3萬億千瓦時。據(jù)國際能源署（IEA）預測，若要達成“雙碳”目標，中國在2020年至2060年期間，電力行業(yè)快速低碳轉(zhuǎn)型的同時用電量將增長130%，2030年和2060年的用電量將分別超過9萬億千瓦時、16萬億千瓦時，其中可再生能源電力比重將從2020年的約25%上升到2030年的40%和2060年的80%。據(jù)此可推算出2030年來自可再生能源發(fā)電的綠電將超過3萬億千瓦時，與2021年我國新能源年發(fā)電量1萬億千瓦時相比，未來9年，可再生能源發(fā)電具有巨大的增長空間。
（二）新能源2030年全面參與市場化交易
國家發(fā)改委、能源局出臺的《關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》及國家發(fā)改委等七部門發(fā)布的《促進綠色消費實施方案》明確了新能源市場化交易的時間表和路線圖。
1.在時間進度方面。到2025年，顯著提高跨省跨區(qū)資源市場化配置和綠色電力交易規(guī)模，初步形成有利于新能源、儲能等發(fā)展的市場交易和價格機制；到2030年，新能源全面參與市場交易。
2.在交易方式方面。有序推動新能源參與電力市場交易，建立與其特性相適應(yīng)的中長期電力交易機制，鼓勵新能源報量報價參與現(xiàn)貨市場，對報價未中標電量不納入棄風棄光電量考核，新能源比例較高的地區(qū)可探索引入爬坡等新型輔助服務(wù)。加快建設(shè)綠色電力交易市場，開展綠色電力交易試點，統(tǒng)籌推動綠色電力交易、綠證交易，以市場化方式發(fā)現(xiàn)綠色電力的環(huán)境價值，體現(xiàn)綠色電力在交易組織、電網(wǎng)調(diào)度等方面的優(yōu)先地位，引導有需求的用戶直接購買綠色電力，推動電網(wǎng)企業(yè)優(yōu)先執(zhí)行綠色電力的直接交易結(jié)果。
3.在綠電用戶方面。鼓勵行業(yè)龍頭企業(yè)、大型國企、跨國公司等消費綠色電力，制定高耗能企業(yè)電力消費綠色電力最低占比，推動外向型企業(yè)較多、經(jīng)濟承受能力較強地區(qū)逐步提升綠色電力消費比例，需求側(cè)管理時優(yōu)先保障綠色電力消費比例較高的用戶，推廣建筑光伏提升居民綠色電力消費占比，重點發(fā)展可再生能源制氫。
4.在促進機制方面。綠色電力交易與可再生能源消納責任權(quán)重掛鉤機制，市場化用戶通過購買綠色電力或綠證完成可再生能源消納責任權(quán)重，做好綠色電力交易與綠證交易、碳排放權(quán)交易的有效銜接，研究在碳市場排放量核算中扣減綠色電力相關(guān)碳排放量。
（三）可再生能源補貼逐步退出
一直以來，可再生能源補貼是我國激勵新能源發(fā)展的主要措施。根據(jù)《可再生能源法》相關(guān)規(guī)定，我國自2006年起對可再生能源發(fā)電實行基于固定電價制度的補貼政策，由國家專門設(shè)立的可再生能源電價附加來補足風電和光伏發(fā)電電價與當?shù)厝济簷C組標桿電價的價差，在補貼扶持下，風電和光伏的裝機容量大幅增加。
在推進碳達峰、碳中和目標實現(xiàn)和能源轉(zhuǎn)型加速的背景下，由于可再生能源發(fā)展迅猛，可再生能源電價附加收入無法滿足補貼的需求，電價補貼缺口日趨增大。據(jù)風能專委會測算，截至2021年年末，可再生能源發(fā)電補貼拖欠累計在4000億元左右。由于補貼資金缺口持續(xù)增加，補貼發(fā)放時間滯后，發(fā)電企業(yè)現(xiàn)金流不及預期，實際投資效益受到不利影響，依靠補貼解決可再生能源電力規(guī)?；y以為繼。
2021年，風電、光伏等可再生能源已經(jīng)實現(xiàn)了全面平價上網(wǎng)，在電力交易市場上相對于傳統(tǒng)的火電具備了價格競爭優(yōu)勢。2021年國家發(fā)改委正式發(fā)文明確，中央財政不再補貼新備案集中式光伏電站、工商業(yè)分布式光伏項目和新核準陸上風電項目，新建項目實行平價上網(wǎng)，其上網(wǎng)電價按當?shù)厝济喊l(fā)電基準價執(zhí)行，并鼓勵其自愿參與市場化交易形成上網(wǎng)電價，以更好體現(xiàn)光伏發(fā)電、風電的綠色電力價值。
（四）更多高耗能企業(yè)將進入綠電市場
當前碳中和已成為全球的主流，國內(nèi)外碳定價機制對高碳行業(yè)的約束日益趨緊，全國碳市場于2021年7月正式啟動了電力行業(yè)的碳排放權(quán)交易。同時，歐盟委員會也于2021年7月公布《歐盟關(guān)于建立碳邊境調(diào)節(jié)機制的立法提案》，2025年將正式開始征收碳關(guān)稅，首批納入鋼鐵、水泥、化肥、鋁、電力、有機化工、塑料和氫等行業(yè)，甚至外購電力的碳排放也將納入征稅范圍，從非歐盟國家進口上述產(chǎn)品將征收碳關(guān)稅，或按規(guī)則采購碳排放憑證。隨著全國碳市場擴大行業(yè)范圍和歐盟碳邊境調(diào)節(jié)稅啟動，將有更多高碳高耗能企業(yè)進入綠電市場。
我國綠色電力市場化現(xiàn)狀
我國新能源市場化交易形式包括兩大類，一類是新能源參與常規(guī)電力市場進行交易，另一類則將風電和光伏發(fā)電等新能源從傳統(tǒng)電源分離出來，單獨設(shè)計為綠電交易品種，相當于在常規(guī)電力交易基礎(chǔ)上開辟了一個專門的交易通道，各個市場主體可以直接參與，通過雙邊協(xié)商、集中撮合、掛牌等方式達成交易，明確綠電交易電量、電價、執(zhí)行周期、結(jié)算方式等，簽訂雙邊合同。截至2021年年末，參與市場的新能源比例約占全國新能源發(fā)電量20%，以新能源省間市場化交易為主。
（一）常規(guī)電力市場綠電交易情況
常規(guī)電力市場有多種分類方式，按交易范圍分類可分為省內(nèi)交易和省間交易，按交易標的分類可分為電能量市場、輔助服務(wù)市場和容量市場，按時間尺度分類則分為中長期交易和現(xiàn)貨交易。電力作為一種特殊商品，長期以來實行“計劃定價”，隨著國家發(fā)改委去年10月印發(fā)的《關(guān)于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》（以下簡稱“1439號文”）落地實施，電價進入“能漲能跌”階段。同時，1439號文推動全部工商業(yè)用戶進入電力市場，市場交易電量規(guī)模大幅增加。2021年，全年市場化交易電量3.7萬億千瓦時，同比增長17.2%，占全社會總用電量的44.6%，是2015年市場化交易電量的近5倍。
近十年來，我國新能源省間交易電量逐年上升。“十三五”期間，國家電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)累計完成新能源省間交易電量3372億千瓦時，年均增長率25.5%。其中，國家電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)2021年完成新能源省間交易電量1300億千瓦時，同比增長達到39.9%?？缡^(qū)電力市場大部分采取“網(wǎng)對網(wǎng)”的掛牌交易方式，交易電量、電價均由國家指令性計劃和地方政府間的框架協(xié)議確定，作為市場主體的發(fā)用兩側(cè)無法直接參與市場競爭。近三年，跨區(qū)跨省新能源交易價格相對穩(wěn)定，2021年國網(wǎng)經(jīng)營區(qū)價格約為278元/兆瓦時。
（二）綠色電力交易品種及交易情況
目前我國綠色電力交易品種包括綠證自愿認購交易、可再生能源超額消納量交易、綠色電力交易試點以及分布式發(fā)電交易試點（隔墻售電）等，其交易標的、市場主體、交易模式、認購價格和交易周期等構(gòu)成要素均有不同設(shè)計。
1.綠證交易情況。綠色電力證書即可再生能源電力證書，簡稱“綠證”。綠色證書可以與物理電量捆綁銷售，同時代表電力的物理價值和環(huán)境溢價，也可和物理電量剝離，單獨銷售體現(xiàn)可再生能源的環(huán)境溢價。綠證的作用包括計量可再生能源電力配額，證明用電企業(yè)和個人消費綠色電力，也可進行交易和兌換貨幣。
我國綠證交易的發(fā)展可以劃分成兩個階段，第一階段為始于2017年的綠證自愿認購交易，建立在試行的可再生能源綠色電力證書核發(fā)及自愿認購交易制度基礎(chǔ)上；第二階段是《關(guān)于促進非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見》提出的自2021年1月1日起實行配額制下的綠色電力證書交易，目前尚未正式施行。
我國第一階段的綠證自愿認購交易自2017年7月啟動以來，由于政策目標為彌補補貼缺口，有補貼新能源項目的綠證價格往往偏高，均價超過600元/個，認購率很低。截至2022年4月，風電和光伏項目綠證核發(fā)數(shù)量超過4200萬個，綠證認購平臺共登記認購數(shù)量為192萬個，認購比例不足5%。2021年中央財政正式取消對集中式光伏電站、工商業(yè)分布式光伏、海上風電新建項目的補貼，無補貼的平價新能源項目綠證進場交易，綠證價格大幅下降，線上掛牌均價為50元/個，線下大宗交易價格多在20-50元/個，平價綠證上線四個多月以來，交易量已經(jīng)達到四年來綠證交易總量的20%以上。但交易仍然不夠活躍，主要受制于綠證的剛性需求不足以及對綠證的認可度不高等原因。
盡管2020年《關(guān)于促進非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見》規(guī)定，自2021年1月1日起實行配額制下的綠色電力證書交易，同時研究將燃煤發(fā)電企業(yè)優(yōu)先發(fā)電權(quán)、優(yōu)先保障企業(yè)煤炭進口等與綠證掛鉤，持續(xù)擴大綠證市場交易規(guī)模。在實際運行中，盡管可再生能源電力消納保障機制（配額制）于2020年1月已開始實施，但由于初期各省消納責任權(quán)重指標比較寬松，除個別省份外基本能夠完成，大部分省份未將消納責任權(quán)重分解落實和考核到市場主體，實際執(zhí)行的主要是電網(wǎng)組織的省間超額消納量交易，尚未形成用戶對綠證、綠電需求的推動作用。由于缺少配額制的有效加持，目前國內(nèi)綠證市場仍是自愿市場，綠證買家主要是外資企業(yè)、出口加工企業(yè)及國內(nèi)“100%可再生能源”（RE100%）企業(yè)等，市場仍持觀望態(tài)度。盡管2020年國內(nèi)綠證已獲得國際綠證認證標準“RE100%”的認可，但屬于有條件認可，且目前國內(nèi)綠證的法律依據(jù)和定價機制尚未理順，國內(nèi)綠證能否在國際上獲得對碳抵消的認可也將成為后續(xù)發(fā)展的關(guān)鍵。
2.綠色電力交易試點情況。我國2021年9月開始試點的綠色電力交易是在常規(guī)電力市場中長期交易框架下設(shè)立的獨立綠色電力交易品種，目前參加綠色電力交易的產(chǎn)品為風電和光伏發(fā)電企業(yè)上網(wǎng)電量，條件成熟時擴大至符合條件的水電。
對于中長期框架下的交易周期，《綠色電力交易試點工作方案》不僅提出了初期開展以年度（多月）為周期的交易，還鼓勵市場主體之間可簽訂5至10年的長期購電協(xié)議。此舉有利于市場主體通過長周期協(xié)議獲得較為穩(wěn)定的價格，投資方也能夠以長期電力銷售形式獲取投資回報，并且長期購售電協(xié)議能夠預判市場對綠色能源的訴求，可作為綠色能源規(guī)劃的重要依據(jù)。
2021年9月7日，我國綠色電力交易試點開展首筆交易，來自17個省份259家市場主體以線上線下方式完成了79.35億千瓦時綠色電力交易，成交均價較中長期協(xié)議溢價3至5分/千瓦時（較火電基準價上漲約2分/千瓦時），綠色電力交易的溢價部分可以視為綠證的價格，綠電溢價與目前平價綠證的價格相當。初步核算，此次交易可減少標煤燃燒243.6萬噸，減排二氧化碳607.18萬噸。
根據(jù)中電聯(lián)全國電力市場交易的數(shù)據(jù)統(tǒng)計，2021年度全國各電力交易市場綠色電力交易量達6.3億千瓦時，僅占當年市場交易電量的0.017%，2022年一季度綠色電力交易量已經(jīng)達到21.7億千瓦時，粗略估計2022年全年綠色電力交易量將接近百億千瓦時。
3.可再生能源電力超額消納量交易情況。我國于2020年開始實施可再生能源消納責任制，每年由國家能源主管部門對各省電力消費設(shè)定可再生能源電力消納責任權(quán)重，包括總量消納責任權(quán)重和非水電消納責任權(quán)重，并開展年度考核。2021年下達全國最低可再生能源電力總量消納責任權(quán)重為29.4%、非水消納責任權(quán)重為12.9%，2021年實際完成值分別為29.4%、13.7%。甘肅、新疆未完成最低可再生能源電力總量消納責任權(quán)重，分別相差2.6個和1.8個百分點，新疆未完成最低可再生能源電力非水消納責任權(quán)重，相差0.6個百分點。
根據(jù)可再生能源消納責任制，超額完成可再生能源電力消納的市場主體，可以通過跨省電力交易將超額指標賣給未完成消納責任的省份。2021年全國首次開展可再生能源電力超額消納量交易，共有10個省參與省間交易，其中雙邊交易達成消納憑證轉(zhuǎn)讓245.5萬個，相當于可再生能源電量24.55億千瓦時，掛牌交易申報交易意向910萬個。
4.分布式發(fā)電交易試點情況。目前分布式發(fā)電市場化交易在全國范圍內(nèi)推進較慢，在國家公布的首批26個試點項目中，僅江蘇省率先出臺了《江蘇省分布式發(fā)電市場化交易規(guī)則》并開始試點交易。2020年12月，常州市天寧區(qū)鄭陸工業(yè)園區(qū)5兆瓦（MW）分布式市場化交易試點項目成功并網(wǎng)發(fā)電，成為國家全部試點項目中首個建成并網(wǎng)發(fā)電的項目。該項目采用“光伏+農(nóng)作物種植”的農(nóng)光互補模式，預計年發(fā)電量680萬千瓦時，所發(fā)電量就近在110千伏武澄變電所供電區(qū)域內(nèi)直接進行市場化交易。2021年，山東省、浙江省也先后發(fā)布文件，鼓勵分布式可再生能源電力就地就近開發(fā)利用，開展市場化交易，但尚未開展實際交易。
推動綠色電力市場化的政策措施
綠色電力價值包括電能價值和環(huán)境價值兩個部分，而環(huán)境價值部分是綠色電力相對于火電最大的優(yōu)勢。推動新能源全面參與市場化交易，一方面需要通過基于配額制的強制綠電交易市場以及推動新能源消納的各項政策形成穩(wěn)定的綠色電力需求；另一方面要通過合理的交易規(guī)則和價格機制對環(huán)境價值部分給予正確定價。此外，可再生能源消納相關(guān)的補貼、配額以及多種市場化交易形式也應(yīng)進一步統(tǒng)籌優(yōu)化。根據(jù)目前政策走向，我們推測下一步將從如下幾方面推動綠色電力市場化：
（一）建立綠色電力交易與可再生能源消納責任權(quán)重掛鉤機制
在2018年《可再生能源電力配額及考核辦法》征求意見稿中，能源主管部門提供了一個相對成型的配額制下綠證交易的框架，覆蓋配額分配、管理、考核和交易，被認為是提振綠電交易最重要的政策手段。主要內(nèi)容包括：綠電配額由國家能源局按年度向各省市分配；由國家可再生能源信息管理中心核發(fā)綠電證書，證書有效期一年，可隨綠電交易一同轉(zhuǎn)讓，也可與電量交易分離，在承擔配額的市場主體間流轉(zhuǎn)；分配到配額指標的市場主體，需從可再生能源發(fā)電企業(yè)或其他售電主體購入并消納綠電，或自發(fā)自用綠電，以獲得證書；當證書所載綠電量達到配額量時，經(jīng)過核查后即為完成配額指標；配額發(fā)放及核算每年進行一次，未能獲得足額證書的主體，可通過向電網(wǎng)企業(yè)購買替代證書完成配額，否則將受到相應(yīng)的處罰。
2020年，配額制以“可再生能源電力消納保障機制”的形式正式落地，能源主管部門每年年初滾動發(fā)布各省權(quán)重，同時印發(fā)當年和次年消納責任權(quán)重，當年權(quán)重為約束性指標，各省按此進行考核評估。根據(jù)“雙碳”目標的要求，2060年的非化石能源消費比重將達到80%，消納責任權(quán)重目標將不斷上升。
“可再生能源電力消納保障機制”提及“自愿認購可再生能源綠色電力證書，綠證對應(yīng)的可再生能源電量等量記為消納量”，為市場主體通過購買可再生能源超額消納量或綠證來完成消納留出空間。但配額制并未公布中長期的消納責任權(quán)重目標，每年公布年度目標無法形成長期穩(wěn)定的市場預期，而且目前僅有可再生能源超額消納量的交易規(guī)則，并未詳細規(guī)定配額制下的綠證交易規(guī)則。發(fā)改委等七部門在《促進綠色消費實施方案》提出，進一步激發(fā)全社會綠色電力消費潛力，建立綠色電力交易與可再生能源消納責任權(quán)重掛鉤機制，市場化用戶通過購買綠色電力或綠證完成可再生能源消納責任權(quán)重，具體掛鉤機制將會對綠電交易至關(guān)重要。
（二）完善綠色電力交易規(guī)則和電價機制
近兩年，能源主管部門、電網(wǎng)企業(yè)和電力交易機構(gòu)修訂交易規(guī)則，以推動新能源自愿參與電力交易，充分體現(xiàn)新能源的環(huán)境價值和系統(tǒng)消納成本。當前的綠色電力交易規(guī)則體系明確了可再生能源交易在執(zhí)行中的優(yōu)先地位，為新能源參與常規(guī)電力市場的中長期交易、現(xiàn)貨交易留出了接口，并且初步建立了綠證交易、綠電中長期交易以及分布式發(fā)電交易的規(guī)則體系。
未來，一方面將繼續(xù)修訂完善常規(guī)電力市場中的中長期交易規(guī)則、現(xiàn)貨規(guī)則，建立與新能源特性相適應(yīng)的交易機制，構(gòu)建主要由市場形成新能源價格的電價機制；另一方面將建立健全綠色電力交易品種，將綠色電力交易市場主體從目前集中式陸上風電、光伏，擴大到水電、分布式電源、電動汽車、儲能等，完善目前的綠證自愿交易、綠電中長期交易、分布式發(fā)電交易等交易產(chǎn)品，開發(fā)配額制下的綠證交易、綠電現(xiàn)貨交易等。
（三）加大金融支持綠電市場化
可再生能源行業(yè)的發(fā)展是我國綠色發(fā)展的重要內(nèi)容，也是綠色金融的重點支持領(lǐng)域，近幾年，在綠色信貸、綠色債券和綠色保險等方面都有支持可再生能源行業(yè)發(fā)展的豐富實踐案例。未來，隨著可再生能源行業(yè)補貼的退坡，綠色金融對可再生能源行業(yè)的支持預計也將顯得更加重要。對于存量補貼延遲支付的可再生能源項目，金融機構(gòu)可依據(jù)《關(guān)于引導加大金融支持力度促進風電和光伏發(fā)電等行業(yè)健康有序發(fā)展的通知》，按照商業(yè)化原則與可再生能源企業(yè)協(xié)商貸款展期、續(xù)貸等安排，并對補貼確權(quán)貸款給予合理支持。但目前，能否發(fā)放補貼確權(quán)貸款的核心障礙還是補貼還款預期。對于新建的平價風電光伏項目，可對綠電市場化的發(fā)展態(tài)勢保持密切關(guān)注。
（四）進一步統(tǒng)籌優(yōu)化綠電相關(guān)政策
近年來，為了實現(xiàn)碳達峰、碳中和目標，推動可再生能源的消納，我國行政和市場政策雙管齊下，但舊有補貼機制依然作用于存量可再生能源發(fā)電項目，新生的配額制、綠證交易、綠電交易，碳市場等相關(guān)政策和市場機制又相互交織影響，在促進綠電發(fā)展的同時也形成了一些新挑戰(zhàn)。例如，配額制框架下可再生能源超額消納量與綠證如何安排，常規(guī)電力市場新能源省間省內(nèi)交易與綠電交易試點如何協(xié)調(diào)，綠電交易和綠證交易兩個市場證電關(guān)系如何平衡，綠證交易市場中有補貼項目和平價項目如何安排，綠電市場與碳交易市場重復支付環(huán)境費用的缺陷如何規(guī)范。在2030年新能源全面參與市場交易的大目標下，綠電相關(guān)的政策機制還將進一步統(tǒng)籌優(yōu)化。
原標題：綠色電力市場化的現(xiàn)狀分析及政策建議
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