为做好碳达峰、碳中和工作，我国持续完善能源绿色低碳转型体制机制，近年来陆续出台并推动实施保障性利用、消纳责任权重、绿电交易和绿证交易等一系列促进可再生能源发展的政策措施，同时明确要充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，健全适应新型电力系统的市场机制。
在我国加快推进电力市场体系建设的大背景下，一些促进可再生能源发展的政策措施在执行过程中出现不协调的情况。究其根源，一是部分政策措施在制定时，新一轮电力市场化改革尚未启动或市场形态尚未成形，因此未充分考虑与市场的衔接；二是部分从业者及社会公众对电能成本的上升及风电和光伏在电力市场中的低价值不能理解、难以接受；三是由于对风电和光伏消纳的物理过程认识不清晰、对各类交易执行的本质是物理还是金融方式未厘清，造成部分政策未能以最优的形式落实。
钱从哪里来——关于风电和光伏发展的经济问题
要促进风电和光伏等新能源发展，除了做到充分消纳，还需保障其投资主体合理的收益。在全生命周期合理利用小时数内有补贴风电和光伏的收入由售电收入与国家补贴两部分组成，无补贴（包括放弃补贴、超出合理利用小时数）风电和光伏的收入由售电收入与销售绿证收入两部分组成。
1.保障性收购为何这么难
为使风电和光伏等新能源的售电收入稳定，国家制定了保障性收购政策，但在实践中遇到许多问题。
新能源保障性收购电量为优先发电量，若年度保障性利用小时数不变，意味着随着各省区新能源装机的增长，优先发电量将越来越大。而在与优先发电相对应的优先购电方面，2021年四季度国家发改委已明确推动工商业用户全部入市，优先购电仅余居民、农业用户。此一增一减，造成单从电量方面考虑，各省区优先购电量无法覆盖优先发电量的情况将愈发严重。
在开展现货市场的省区，除优先发电量与优先购电量不匹配问题外，另一问题是优先发电量与优先购电力曲线的不匹配，电量及电力曲线不匹配均导致大额的双轨制不平衡资金。假设不存在优先发电量和优先购电量，所有电源与用户全部参与市场，那么市场的电能结算资金应当是平衡的。市场中的居民和农业用户由于其负荷主要在现货市场电价较高的高峰时段，应付出较高的电价。而风电和光伏由于出力曲线通常是反调峰的（即高峰出力小、低谷出力大），并且越是新能源大发时现货市场电价越低，故风电和光伏电能的市场均价必然较低。此外，因风电和光伏难以为系统提供辅助服务，还需分摊各类辅助服务交易费用，造成结算均价进一步降低。因此，一方面，当居民和农业用户不参与市场、按目录电价用电时，其所付费用相比在市场中应付的费用通常要低（其在市场中的购电均价一定显著高于全市场均价，市场峰谷价差越大则其购电均价高出全市场均价越多，但在市场均价下行时其购电均价也可能低于目录电价）；另一方面，当风电和光伏不参与市场、按燃煤标杆电价售电时，其实际收益相比在市场中的收益通常要高（其在市场中的售电均价一定显著低于全市场均价，市场峰谷价差越大则其售电均价低于全市场均价越多，但在市场均价上行时其售电均价也可能高于标杆电价）。本质上这两方面分别是对居民和农业用户与新能源的价格补贴，均导致产生较大的双轨制资金缺额。居民和农业用户无法分摊缺额费用，最终只能由包括新能源在内的电源侧市场主体和市场化用户承担。
针对此问题，有些现货试点地区采用了由新能源等市场主体分摊双轨制资金缺额的方式，变相地使新能源保障性收购的价格打了折扣；另一些现货试点地区采用“以优购定优发”（或称“以用定发”）的方式，虽然大幅降低了双轨制不平衡资金，但存在保价收购的新能源电量难以达到新能源保障性利用小时数的问题。因此，新能源按保障性利用小时数保量保价收购难以落实的关键是大量资金缺额，若没有资金来源，任何市场规则或是机制的调整只是转换了问题的表现形式，不能真正解决问题。
此双轨制缺额资金并非由现货市场“生产”出来，现货市场只是将本就存在的市场主体之间贡献与收益不相符、利益不平衡的问题显性化了，将这一问题归咎于现货市场是不合理的。而且，即使不开展现货市场，优发与优购电量不匹配的问题也是无法避免的。实际上，现货市场以保障电力供应的综合成本最小化为目标运行，通过市场机制引导资源大范围优化配置，并对提升保供能力及促进新能源消纳展现了重要的积极作用，以其为核心的电力市场体系是推进我国能源电力低碳转型最为经济有效的机制。
2.对风电和光伏消纳及发展成本的理解
风电和光伏发电的边际成本很低，且发电过程几乎没有碳排放，环境价值高，但社会经济为风电、光伏的消纳和发展所付出的总成本并不低，至少包括建设投资、电能购买费用（包含了对新能源价格补贴造成的双轨制资金缺额）、国家补贴、绿电溢价或绿证购买费用、系统调节和消纳成本等。其中，系统调节和消纳成本主要包括：一是需增加的电力系统安全稳定投资、电能质量治理投资、常规电源灵活性改造费用、新建储能等设施费用、用户负荷调节能力提升改造费用等新增投资；二是因风电和光伏的随机性和波动性造成的输变电设备有效利用率降低及网损增加、储能类设施的损耗、火电启停调峰等辅助服务成本；三是火电机组低出力运行时的煤耗上升、水电机组低出力运行时的耗水率上升等电力系统运行成本的增加。此外，为促进新能源消纳和发展所付出的体制机制建设成本亦不应忽视。
以山西参与华北跨省调峰辅助服务市场为例。2021年通过该市场山西增加新能源消纳13.35亿千瓦时，支付外省辅助服务费用4.0亿元，平均0.3元/千瓦时（山西标杆电价0.332元/千瓦时），而这仅是系统调节和消纳成本的一部分。在当前经济技术条件下，新能源发电成本的下降，尚抵不上社会经济为之增加的各项成本，因此其发展将造成平均电能成本的抬升。
长远来看，所有投资都要回收，所有成本都要疏导，否则行业将无法持续健康发展。近年来，各省区火电企业均不同程度承担了新能源消纳的部分系统调节成本，并且事实上分担了优发与优购不匹配导致的部分双轨制资金缺额，这是火电近年来普遍亏损严重的一个重要原因。新能源消纳和发展的社会经济成本，以及对居民和农业用户价格补贴造成的双轨制资金缺额，其回收来源无非是电价、税收及国有资产冲抵等，归结到底还是源自人民。
中短期来看，除新能源国家补贴由国家统一支付外，各省区新能源消纳和发展的社会经济成本及对居民和农业用户的价格补贴成本，均主要由新能源装机所在省区承担（其中电能购买费用、系统调节和消纳成本主要由直接负责新能源场站调度运行和电费结算的电网所属的省区承担，存在个别情况与装机所在省区不一致），若没有该省区财政、税收等对新能源消纳和发展强有力的资金支持，此成本就只能由省区内参与电力市场的各类主体承担。当这一成本不能疏导至电力市场之外时，无论市场规则具体条款如何制定，风电和光伏高占比的省区都会表现为：或是风电和光伏电能结算均价过低，或是火电等常规发电结算均价过低，或是储能等调节性资源的收益无法支撑其成本回收，或是用户侧结算均价涨幅过大。对市场规则的修改仅能调整此成本在各类市场主体之间的分担比例，要解决新能源消纳和发展的问题，必须从成本疏导的角度思考，或设法将此成本疏导至电力市场以外，或接受用户电能价格的显著上涨。让新能源发电的绿色环境价值真正体现，使其可通过出售绿色环境价值获得收益，这是一个切实可行的疏导途径。
上述分析均基于当前现实情况，能源电力领域的技术进步、储能等调节设施或新能源场站建设成本的下降等，均能够降低新能源消纳和发展的成本，缓解成本疏导的压力。
责任权重指标、绿电和绿证机制
各购用电个体的非水可再生能源电力消纳责任权重，是依据绿电交易量与绿证购买量之和与年用电量之比计算。绿证购买量显然与用户物理上实际消纳新能源的多少无关。由于风电和光伏具有较强的随机性和波动性，其与用户的电力中长期交易合同必然主要以金融化的方式执行，而非物理执行，由于绿电交易本质就是中长期专场交易，因此用户的绿电交易量与用户在物理实际消纳新能源的电量并无直接关系。所以，对以风电和光伏为主体的非水可再生能源电力而言，各购用电个体完成的消纳责任权重与其在物理上实际消纳的新能源电量基本无关，非水消纳责任权重指标的关键不在“消纳”，而在“责任权重”，指标要求承担的是对促进非水可再生能源电力发展的经济责任。
各省区整体的非水电力消纳责任权重是根据其非水可再生能源年发电量减去外送（或加上购入）非水可再生能源电量后占年总用电量（剔除免考电量）之比计算。年总用电量一般可相对较准确地预测，各省区为完成国家下达的年度责任权重指标，必须保证非水可再生能源年发电量减去外送（或加上购入）电量后超过某一数值。若考虑各省区非水可再生能源利用率能继续维持较高水平（大多超过95%），在确定的装机容量下，风电和光伏年实发电量将主要由该年风、光资源多寡决定，而风、光资源是难以提前一年以上较准确预测的，年预计发电量只能依据多年的风、光资源统计数据，以比较保守的水平估算。假如某省区经测算后难以完成下达的指标，就必须加快提升风电和光伏装机容量，或对新能源参与外送交易的规模设限，以保证完成指标。所以，各省区整体的非水消纳责任权重指标主要是对其非水可再生能源装机规模及外送（或购入）交易规模提出要求，其关键亦不在“消纳”，而在“责任权重”，指标要求承担的主要是装机规模提升责任。
从政策制定初衷看，消纳责任权重与绿证交易和绿电交易相配合，前者对各购用电个体提出权重指标要求，后者提供完成指标的手段，两者共同保障非水可再生能源电力的绿色环境价值得以变现，转化为场站收益，其实质是让电力用户为可再生能源的绿色环境价值付费，从而促进可再生能源发展，故两者并非促消纳机制，而是促发展机制。
从经济定位看，无补贴风电和光伏场站的绿色环境价值收入与有补贴场站的国家补贴部分相对应，因此有补贴场站参与绿电交易的电量不能获得补贴（但不计入其全生命周期合理利用小时）。绿证售价可直接视为绿色环境价值的价格，而绿电交易中，绿色环境价值体现为绿电交易相比其他非绿电电能市场化交易的溢价。
当前责任权重及绿电和绿证交易机制存在的问题
计算外送省区整体责任权重完成情况时，未计入非水可再生能源的外送电量（或对购电省区计入了购入电量）。购电省区在物理实际帮助外送省区消纳的新能源电量与两个因素有关：一是外送交易合同曲线的形状，是否与外送省区每日具体的调峰需求（与当日新能源出力波动情况密切相关）相匹配，若匹配则会提升调峰能力，若不匹配则会降低或消耗调峰能力；二是交易量的大小（若合同曲线为降低或消耗外送省区的调峰能力，交易量越大反而越阻碍新能源消纳）。而且，当外送交易合同电量和曲线不变时，外送交易的签约者是新能源还是火电对外送省区的总消纳电量亦无影响。因此，新能源的外送中长期交易不一定有助于促消纳，由于其随机性和波动性，外送中长期交易电量的消纳成本仍主要由外送省区自行承担，同时，在非绿电交易中，购电省区也未为购入的新能源电量支付绿色环境价值溢价。对省间现货交易而言，交易曲线通常较贴合调峰需求，在物理实际上的确能够促消纳，但省间现货送出交易的成交逻辑是价低者得，多消纳电量的价格偏低，并且购电省区也未为现货购入新能源电量支付绿色溢价。因此，新能源参与省间中长期非绿电交易和省间现货交易，均不能实现外送省区新能源消纳和发展的成本向购电省区的疏导，自然应将非绿电外送交易电量纳入外送省区整体责任权重计算，而非纳入购电省区。现行的计算统计方式，可能导致部分省区在完成责任权重指标压力较大时限制新能源参与外送交易，不利于电力资源跨省区大范围优化配置。
各省区购用电个体的非水可再生能源责任权重指标不应与各省区整体指标挂钩。个体指标体现的是促进非水可再生能源电力发展的经济责任，全国不应有地域差异。整体权重指标高的省区已经为新能源的消纳和发展承担了较高的社会经济成本，再让该省区内购用电个体承担相比其他省区更高的经济责任是不合理的。从现实情况看，风电和光伏发电量占总用电量比例较高的省区多为中西部欠发达地区，其用户对用能成本上涨的承受力较差，若让这些用户反而比全国平均水平承担更多绿色环境价值的购买责任，将不利于中西部地区的经济发展。
绿电交易中绿色环境价值的价格发现机制未理顺。在未开展现货市场的省区，省内电力中长期交易可不带曲线，绿电的绿色环境价值可认为是绿电交易均价与非绿电交易均价的差价。但在开展现货结算试运行的省区，由于电能价值分时差异，中长期合同的曲线形状非常重要，总电量相同而曲线形状不同的合同，价值差异很大（山西是在0.096～0.765元/千瓦时之间浮动）。绿电交易合同的绿色环境价值具有普适性，应与曲线形状无关，仅与合同总电量有关。因此，绿电交易中电能价值的分时差异性与绿色环境价值的分时无差异性交织。由于各市场主体在中长期绿电与非绿电交易中签订的合同曲线形状千差万别，各合同均价差别也较大，甚至出现非绿电交易市场均价高于绿电交易市场均价的情况。所以在现货结算运行省区，绿电的绿色环境价值不宜采用绿电均价与非绿电均价之差来衡量，尚需理顺绿电交易中绿色环境价值的价格发现机制。
绿色环境价值交易体系及相关衔接机制不完善。绿证与绿电中的绿色环境价值所代表的意义相同，与碳排放权等交易也密切关联，应当从国家层面尽快明确具体衔接办法，增强绿色环境价值的交易和流转活力，注意避免绿色环境价值的重复售卖。绿色环境价值跨省区流动方面，绿电交易受限于不同省区之间有无输电通道及通道是否有足够的可用容量等省间电力中长期交易约束，交易量难以满足绿色环境价值全部流动需求；绿证交易不受相关物理约束，可作为绿电交易之外调节不同省区绿色环境价值供需的手段。绿色环境价值供需方面，由于责任权重机制对于市场主体目前缺乏明确的考核办法，市场主体出于成本考虑对绿电和绿证的需求不足，造成相关交易量难上规模。
对责任权重及绿电和绿证交易机制的建议
为解决当前非水可再生能源电力消纳责任权重及绿电交易和绿证交易在实施中存在的问题，建立非水可再生能源责任权重指标与绿色环境价值交易密切配合、透明有序、简洁易行的体系，提出以下建议：
严格落实购用电个体非水可再生能源责任权重考核机制，完善绿电和绿证相关衔接机制。一是将绿电交易和绿证交易涉及的绿色环境价值分为A、B两类，无补贴非水可再生能源为A类，有补贴的为B类。因参与绿电交易的电量不再获得补贴，因此绿电交易中的绿色环境价值属于A类。二是根据非水可再生能源各场站年度实发电量与绿电年度交易总电量之差核发相应数量的绿证，保证不重不漏。对无补贴场站直接按差额电量向其在电力交易中心的注册主体核发A类绿证，绿证出售收益归场站所有；对在全生命周期合理利用小时数内的有补贴场站，按差额电量将B类绿证发放给国家指定的代管机构，绿证出售年度收益根据各场站年度国家补贴金额的比例向全国有补贴场站返还。A、B两类绿证有效期均为2年，以便调节绿证年度供需差异。三是对批发大用户、售电公司等购用电个体，截至每年规定日期，仍未根据年度自身（或所代理零售用户）实际用电量及国家下达的非水可再生能源责任权重指标足额购买绿电或绿证的，缺额部分严格进行考核。考核费用与电费一并收取，由国家指定的B类绿证代管机构管理，用于补充国家补贴资金。
区分非水可再生能源电力消纳责任权重各省区整体指标与购用电个体指标的制定逻辑。各省区整体的年度指标主要根据各省区非水可再生能源装机现状和规划新增装机，参考风光资源情况、近几年消纳利用率等因素，由国家制定并下达。省区整体权重考核计算时，以省区内非水可再生能源包含外送的总发电量作为分子，剔除免考电量后的总用电量作为分母，解除整体权重计算与外送（或购入）新能源电量之间的关系，促进新能源跨省区自由交易。购用电个体的年度指标由国家统一测算后下达，全国各省区个体指标均一致，与各省区整体指标无关，体现全国购用电个体承担促进非水可再生能源电力发展的经济责任的公平性。国家下达的个体需完成指标包括A类指标及B类指标（个体指标为A+B）。A类指标由国家根据本年度无补贴非水可再生能源预计发电量、现存本年度可交易A类绿证数量、预计市场主体在满足考核指标之外对A类绿色环境价值的增量需求等测算确定；B类指标由国家根据本年度有补贴非水可再生能源预计发电量、现存本年度可交易B类绿证数量、国家非水可再生能源年度补贴资金缺口等测算确定。个体B类指标可通过购买B类绿证完成，也可通过绿电交易或购买A类绿证完成，满足部分市场主体的个性化需求；个体A类指标只能通过绿电交易或购买A类绿证完成，不可通过购买B类绿证来完成。对居民、农业等国家明确的优先购电用户，鼓励自愿购买绿证，但免于指标考核。对由电网企业代理购电的工商业用户，同样由电网企业代理，通过绿电交易或购买相应数量的A类、B类绿证来满足指标要求。
在现货结算运行省区，基于中长期分时段交易开展绿电交易及其绿色环境溢价的计算。山西于2021年6月试行的中长期分时段交易，将中长期电量按一日24小时分时段定价，使中长期与现货一体融合，实现新能源与火电等传统电源同台竞争，保障了电能交易的同质同价。若绿电交易也采用分时段交易方式，则某一时段绿电交易均价与该时段非绿电交易均价之差即为绿色环境溢价，可将各个时段溢价的加权均价视为绿色环境价值的价格（理论上各个时段绿色环境溢价应基本相等）。若绿电交易依然采用双边协商、挂牌等传统交易方式，仍可根据非绿电中长期分时段交易各时段均价对绿电交易合同曲线的电能价值进行估算，以绿电交易合同均价与其电能价值估算均价之差作为绿色环境溢价。结合中长期分时段交易诸多方面的优势，建议现货结算运行省区的非绿电中长期交易均采用分时段交易机制。
依托电力交易机构，规范和完善全国统一绿证交易市场。绿证交易严格来讲虽不属于电能量市场，但电力交易机构掌握所有新能源场站和购用电个体的注册信息、信用信息、用电量等绿证交易所必需信息并能做到及时同步更新，拥有完善的交易组织和结算支付体系，并且已经大范围开展与绿证交易紧密衔接协调的绿电交易，是负责绿证交易市场的理想机构。应依托电力交易机构，尽快规范、完善全国统一绿证交易市场，可包括年、月等周期的绿证中长期交易机制，以及集中式的绿证现货交易机制，中长期可采用双边、挂牌、集中竞价、滚动撮合等交易形式，现货可采用集中竞价、滚动撮合等集中式交易形式。各省区市场主体均在此全国统一绿证交易平台开展绿证交易，实现非水可再生能源绿证全国统一定价。建立绿证交易与绿电交易密切配合、有机衔接，绿色环境价值无障碍自由流动的交易体系。
尽快完善责任权重、绿电和绿证交易与碳交易市场、能耗“双控”等的衔接机制。围绕绿色低碳目标，在深入分析相关交易体系、考核机制内涵本质的基础上，考虑与国际体系协调，统筹完善其转化、奖励、核减、抵扣等衔接机制，尽快明确具体执行办法，做到考核监管不重不漏、交易体系科学合理、运转有效协调畅通，在促进绿色低碳发展的同时，帮助用户企业切实从绿色环境价值交易中获得效益。
要建设好全国绿色环境价值交易体系，还需对相关交易及衔接机制研究细化。一是需明确B类绿证的定价机制。由于国家指定的B类绿证代管机构为B类绿证的唯一售方，B类绿证的价格实际上可由其控制。为给予绿证市场参与者更稳定、明确的预期，建议B类绿证可采用由国家直接定价或跟随A类绿色环境价值定价，并且不应以国家B类绿证代管机构持有的B类绿证全部售出为目标来制定个体的B类指标。二是对代理购电用户需明确电网企业代理购买绿证办法。电网企业不从代理过程中收益或亏损，但若电网企业在公开市场中进行绿电或绿证交易，交易价格的高低可能会受到质疑，因此需确定一个相对公允的办法。可先由被代理的各工商业用户提出完成国家下达指标外的增购A、B类绿色环境价值需求，则电网企业可根据代理用户预计年用电量确定需代理购入的A、B类绿色环境价值数量。因B类绿证采用国家直接定价或跟随定价，购入费用无争议；对A类绿色环境价值，可在绿电交易及全国统一绿证市场新一年度交易开展前，根据需代理购入A类绿色环境价值数量，预先要求所有售出方保留一定比例的A类绿证不得在公开市场中交易，或保留一定比例的发电量不参与绿电交易（可参与非绿电交易），等年度核算周期末再组织电网企业以A类绿证交易年度加权均价从售出方手中完成A类绿证代理购买。三是做好绿色环境价值零售市场建设。绿电和绿证零售的交易主体均为售电公司与零售用户，需明确售电公司与其所代理用户之间非水可再生能源责任权重的履责界面，规范并完善绿色环境价值零售交易，保障用户能够按自身意愿以相对合理的价格便捷地获取绿色环境价值。
全国绿色环境价值交易体系配合全国一致的非水可再生能源责任权重个体指标，能够以简洁明了的执行逻辑落实促进非水可再生能源发展的经济责任，缓解国家补贴负担，易于各方理解并可便捷地与碳交易市场衔接，加快推动能源电力绿色低碳转型。
