张忠家 张卫东：中国式现代化的本质是人的现代化
大力推动煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造三改联动。
深化商事制度改革，加大证照分离改革推进力度，加快推动实现全国登记注册业务规范化和标准化。落实好2021年版全国和自贸试验区外资准入负面清单，对负面清单之外的领域按照内外资一致原则管理，给予外商投资企业国民待遇。
推进5G规模化应用，加快工业互联网发展，促进产业数字化转型。建立健全通道+枢纽+网络的现代物流运行体系，促进物流与制造、商贸、农业等产业融合发展，加快物流设施设备升级和业态模式创新，在更高程度、更大范围、更深层次推动物流提质增效降本。六、降低企业用地房租原材料成本（十八）降低企业用地成本。减并港口收费项目，定向降低沿海港口引航费，完善拖轮费收费政策。保持普惠性再贷款、再贴现政策稳定性，继续对涉农、小微企业、民营企业提供普惠性、持续性的资金支持。
扩大跨省通办范围，基本实现电子证照互通互认，便利企业跨区域经营。鼓励企业使用多元化外汇避险产品，通过政银企几家抬协力降低汇率避险成本，鼓励银行为中小微企业提供精准服务，支持银行发展线上交易服务平台，便利中小微企业外汇套保询价和交易。按电源类型统计，光伏企业送出1.94亿千瓦时，占比近91%。
究其原因是按照1439号文件相关要求，宁夏火电与高耗能用户交易价格较燃煤基准电价上浮接近50%，而绿色电力的成交价格略低于火电的成交价格，因此高耗能用户参与绿色电力交易可带来更高的经济效益。而带补贴的新能源参与绿色电力交易的溢价空间有限，降低了其参与绿色电力交易的积极性，导致参与绿色电力交易的新能源规模有限。已参与绿色电力交易的用户，大部分也只是为了提升企业的知名度，履行推动低碳转型的社会责任，并非以获取新能源的绿色价值为出发点参与交易。碳交易市场中的参与者主要为控排企业，而新能源企业可通过开发和出售碳减排资产（CCER）参与其中，因此绿色电力交易与碳市场具有共同的市场主体。
不同电源类型可以参与不同交易品种，如新能源企业可以参加省间外送交易、省内电力直接交易、自备替代交易、绿色电力交易等，各交易品种间市场空间和交易价格相互耦合、互相影响。绿色能源消费激励政策未能有效贯通2019年5月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，明确各省级行政区域设定可再生能源电力消纳责任权重，售电企业和电力用户协同承担消纳责任。
完善电力市场价格体系随着中长期市场建设不断推进、现货市场建设全面启动，火电、新能源、水电等不同成本电源全部参与交易。宁夏回族自治区发展改革委于2022年2月印发《关于调整2022年电力直接交易相关事项的通知》，明确试点开展绿色电力交易，并规范绿色电力交易准入主体、交易组织、电费结算等相关事宜。为促进新能源良性发展、推动电力消费结构优化、支撑新型电力系统建设，还需加快推进绿色电力交易市场建设、完善绿色电力交易制度。而对于非高耗能用户而言，绿色电力的成交价格要高于火电的成交价格，就导致非高耗能用户参与绿色电力交易的意愿较低。
因此，应当认真分析各类型电源发电成本，加快完善市场价格体系，合理应用分电源、分用户类别的分场交易，适时推动同台交易，全面反映新能源电能量和绿色价值。（文章仅代表作者本人观点）。西北各省（区）应继续加强新能源参与绿色电力交易的市场机制研究，推动中长期市场逐步实现连续运营，逐步建立适合新能源的分时段、带曲线交易，实现新能源绿色电力交易等交易品种由电量向电力转变。同时，按照1439号文件要求，电力用户又需分为高耗能用户和非高耗能用户，用户侧的价格亦呈现多样性特征。
但当下电力用户参与绿色电力交易的主要动力源自于政府引导与价格信号，导致2022年一季度省间省内绿色电力交易成交量总体偏少。促进绿色电力交易的相关建议鉴于以上问题，为引导全社会形成绿色电力消费共识，还需通过健全新能源参与市场机制、完善电力市场价格体系、完善绿色电力消费激励政策、贯彻落实新能源平价上网政策、建立绿色电力交易与碳市场的衔接机制等措施，多管齐下、多措并举，鼓励新能源企业及电力用户主动参与绿色电力交易：健全新能源参与市场机制2021年11月，中央深改委第22次会议指出，有序推动新能源参与市场交易，发挥电力市场对能源清洁低碳转型的支撑作用。
风电企业送出0.20亿千瓦时，占比9%。完善绿色电力消费激励政策为提高电力用户参与绿色电力交易的积极性，国家和地方政府还应出台更加完备的绿色电力消费激励政策体系，明确电力用户参与绿色电力交易的电量不纳入电力用户能耗消费总量，鼓励用户主动参与绿色电力交易，加快我国能源消费绿色低碳转型。
从省内绿色电力交易情况来看，电力用户对绿色电力成交价格的关注度远高于新能源的绿色价值。通过探索实践总结发现，西北地区一季度省间省内绿色电力交易整体呈现以下两个特点：一是绿电交易溢价较高。从西北电网完成的2022年一季度省间绿色电力交易情况来看，绝大部分成交量源自于政府引导。因此，在更多地以价格信号为导向的绿色电力交易市场中，参与绿色电力交易的新能源发电企业主要以平价项目为主，以及少量的补贴较低的竞价项目。造成这一现象的主要原因是，在税收、碳市场、金融市场等其他相关领域，促进电力用户消费绿色能源的配套政策和整体设计还有所欠缺，导致电力用户对新能源绿色价值的关注度不高。绿色电力交易存在的问题新能源的绿色价值未充分体现开展绿色电力交易的初衷是为了体现新能源的绿色价值。
预计到2022年末，西北电网将成为国家电网经营区首个新能源装机为第一大电源的区域电网，新能源装机将达到1.84亿千瓦，占总装机容量的47%。带补贴的新能源电量参与绿色电力交易时，交易电量不计入其合理利用小时数，不领取补贴。
西北电网作为跨区外送的主力军之一，新能源装机容量、上网电量占比及外送电量逐年提高。为积极落实绿色电力交易，西北各省区在试点工作方案的基本原则之下，研究并出台了省（区）内绿色电力交易相关政策和交易规则。
2022年一季度，西北相关省（区）通过统一交易平台探索开展了省间及省内绿色电力交易，形成了实践经验。2021年6月国家发展改革委印发《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，明确2021年起对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网，同时明确新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价。
为促进电力用户能源消费结构优化，助力新能源行业健康有序发展，应加快建立绿色电力交易与碳市场的有效衔接机制，通过市场化手段，引导电力用户购买可追溯、可评估、可认证的绿色电力产品，在碳排放履约中核减相应的碳排放量，降低电力用户在碳市场的履约成本，从而鼓励各行各业消费绿色电力，形成良性的绿色能源消费循环经济体系。本文梳理西北地区绿色电力交易现状，分析绿色电力交易存在的问题，并对完善和推广绿色电力交易提出相关建议西北各省（区）应继续加强新能源参与绿色电力交易的市场机制研究，推动中长期市场逐步实现连续运营，逐步建立适合新能源的分时段、带曲线交易，实现新能源绿色电力交易等交易品种由电量向电力转变。2022年一季度，西北相关省（区）通过统一交易平台探索开展了省间及省内绿色电力交易，形成了实践经验。
风电企业送出0.20亿千瓦时，占比9%。为积极落实绿色电力交易，西北各省区在试点工作方案的基本原则之下，研究并出台了省（区）内绿色电力交易相关政策和交易规则。
究其原因是按照1439号文件相关要求，宁夏火电与高耗能用户交易价格较燃煤基准电价上浮接近50%，而绿色电力的成交价格略低于火电的成交价格，因此高耗能用户参与绿色电力交易可带来更高的经济效益。不同电源类型可以参与不同交易品种，如新能源企业可以参加省间外送交易、省内电力直接交易、自备替代交易、绿色电力交易等，各交易品种间市场空间和交易价格相互耦合、互相影响。
以宁夏回族自治区为例：参与交易的电力用户均为高耗能用户，非高耗能用户没有参与交易。甘肃省在《2022年省内电力中长期交易实施细则》中明确，设立独立的绿色电力交易品种，有绿色电力需求的用户直接与发电企业开展交易，优先组织、优先安排、优先执行、优先结算。
按电源类型统计，光伏企业送出1.94亿千瓦时，占比近91%。通过探索实践总结发现，西北地区一季度省间省内绿色电力交易整体呈现以下两个特点：一是绿电交易溢价较高。按落地省统计，西北电网送出的绿色电力全部由华东地区购入，其中浙江省购入2.16亿千瓦时，上海市购入0.88亿千瓦时。但是，大多数省份可再生能源消纳责任权重指标还停留在省（区）级总量完成层面，暂未细化各电力用户需履行可再生能源消纳责任权重的具体配额，也暂未明确用于各电力用户未完成可再生能源消纳责任权重时的考核标准，导致电力用户完成可再生能源消纳责任权重、参与绿色电力交易的积极性不强。
造成这一现象的主要原因是，在税收、碳市场、金融市场等其他相关领域，促进电力用户消费绿色能源的配套政策和整体设计还有所欠缺，导致电力用户对新能源绿色价值的关注度不高。二是成交电量总体偏少。
已参与绿色电力交易的用户，大部分也只是为了提升企业的知名度，履行推动低碳转型的社会责任，并非以获取新能源的绿色价值为出发点参与交易。绿色能源消费激励政策未能有效贯通2019年5月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，明确各省级行政区域设定可再生能源电力消纳责任权重，售电企业和电力用户协同承担消纳责任。
完善电力市场价格体系随着中长期市场建设不断推进、现货市场建设全面启动，火电、新能源、水电等不同成本电源全部参与交易。带补贴的新能源电量参与绿色电力交易时，交易电量不计入其合理利用小时数，不领取补贴。
