2021年3月，習近平總書記在中央財經(jīng)委員會第九次會議上強調，要深化電力體制改革，構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)。這是一個至關重要的全新提法，為能源電力行業(yè)提供了根本遵循、指明了前進方向，預示著電力系統(tǒng)未來顛覆性的革新。此前國家發(fā)改委、國家能源局及能源電力行業(yè)的提法是，構建適應高比例可再生能源發(fā)展的新型電力系統(tǒng)。此次會議進一步定調，首次提出構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，這意味著新能源在未來電力系統(tǒng)中占據(jù)主體地位、成為主要能源形式在中央層面首次得以明確。同時，以促進新能源發(fā)展為突破口，賦予了“深化電力體制改革”新的要求和任務，即電力體制改革要促進以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)發(fā)展，包括新能源參與電力市場機制、促進電力系統(tǒng)靈活調節(jié)性資源（抽水蓄能、新型儲能、需求側資源等）發(fā)展機制等。
2020年12月12日，習近平總書記在氣候雄心峰會上表示，到2030年，中國風電、光伏發(fā)電總裝機容量將達到12億千瓦以上。能源行業(yè)普遍預測，12億千瓦只是下限，到2030年，風電和光伏裝機可能在16～18億千瓦左右。今年5月15日，南方電網(wǎng)公司發(fā)布建設新型電力系統(tǒng)行動方案（2021～2030年）白皮書，提出到2025年具備新型電力系統(tǒng)“綠色高效、柔性開放、數(shù)字賦能”的基本特征，支撐南方五省區(qū)新能源裝機新增1億千瓦以上；到2030年基本建成新型電力系統(tǒng)，支撐新能源裝機再新增1億千瓦以上。其中，新能源裝機達到2.5億千瓦以上，成為南方五省區(qū)第一大電源?？梢姡磥砦覈娏ο到y(tǒng)將更多的以風電、光伏等新能源為主導增量，新能源將逐步成為我國能源結構轉型的重要力量，新一輪爆發(fā)式增長已經(jīng)是確定性事件。隨著新能源的快速發(fā)展，補貼缺口也越來越大，盡管國家主管部門先后數(shù)次下調風電、光伏發(fā)電補貼標準，并上調電價中的可再生能源附加費，但依然無法彌補越來越大的補貼缺口。同時，在規(guī)?；瘧眠^程中，風電、光伏發(fā)電等新能源發(fā)電技術水平不斷提升，成本持續(xù)下降，部分地區(qū)已處于傳統(tǒng)化石能源成本區(qū)間。市場化交易、無補貼發(fā)展逐漸具備條件，深化電力市場改革、通過市場化手段促進新能源的發(fā)展和消納已成為業(yè)界共識。
我國新能源發(fā)展現(xiàn)狀
我國新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展迅猛，近十余年都以30%以上的超常速度增長，如今我國已是全球風電和光伏發(fā)電規(guī)模最大、發(fā)展最快的國家。據(jù)國家能源局有關統(tǒng)計，截至2020年底，我國新能源發(fā)電裝機總規(guī)模5.6億千瓦，位居全球首位，占總裝機比重25.5%。其中：風電2.8億千瓦、光伏發(fā)電2.5億千瓦、生物質發(fā)電2952萬千瓦，分別連續(xù)11年、6年和3年穩(wěn)居全球首位。2020年，我國風電、光伏發(fā)電新增裝機接近1.2億千瓦，約占全國新增發(fā)電裝機的62.8%。風電、光伏發(fā)電量7270億千瓦時，占總發(fā)電量比重9.5%，同比增長0.9個百分點。這些都表明我國新能源綠色電能替代作用不斷增強，有力支撐了能源綠色低碳轉型。
據(jù)兩大電網(wǎng)公司有關統(tǒng)計，2020年，國家電網(wǎng)公司經(jīng)營區(qū)域內(nèi)，新能源市場化交易電量1577億千瓦時，占新能源發(fā)電量的21.7%。其中，新能源跨省跨區(qū)交易電量920億千瓦時，新能源與大用戶直接交易、發(fā)電權交易等省內(nèi)新能源交易電量657億千瓦時。南方電網(wǎng)公司經(jīng)營區(qū)域內(nèi)，消納新能源電量1022億千瓦時，同比增長27%，新能源利用率99.8%，基本實現(xiàn)全額消納。其中，新能源市場化交易電量96億千瓦時，占新能源發(fā)電量的17.3%，主要在云南省內(nèi)，廣東、廣西已針對風電、光伏等可再生能源發(fā)電出臺了相應的交易方案或規(guī)則。
我國新能源發(fā)電價格機制
總體來說，我國風電、光伏發(fā)電實行保障性收購與市場化消納共存的交易機制。保障利用小時數(shù)（合理利用小時數(shù)）以內(nèi)電量，電網(wǎng)企業(yè)以收購價統(tǒng)一收購。對于不同類型的新能源電量，收購價按照以下方式確定：對于競爭性配置項目，按照中標價格收購；對于非競爭性配置的常規(guī)項目、平價項目，按照煤電標桿上網(wǎng)電價收購；對于非競爭性配置的低價項目，按照合約價格（低于煤電標桿上網(wǎng)電價）收購。保障利用小時數(shù)（合理利用小時數(shù)）以外電量參與電力市場，以市場方式確定價格并保證其電量全額消納。
價格機制方面的政策主要有以下幾項：2016年3月，國家發(fā)改委印發(fā)《可再生能源發(fā)電全額保障性收購管理辦法》（發(fā)改能源〔2016〕625號），電網(wǎng)企業(yè)根據(jù)國家確定的上網(wǎng)標桿電價和保障性收購利用小時數(shù)，全額收購規(guī)劃范圍內(nèi)的可再生能源發(fā)電項目的上網(wǎng)電量。2016年5月，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《關于做好風電、光伏發(fā)電全額保障性收購管理工作的通知》（發(fā)改能源〔2016〕1150號），首次核定了部分存在棄風、棄光問題地區(qū)規(guī)劃內(nèi)的風電、光伏發(fā)電最低保障收購年利用小時數(shù)。保障性收購電量由電網(wǎng)企業(yè)按標桿上網(wǎng)電價和最低保障收購年利用小時數(shù)全額結算，超出最低保障收購年利用小時數(shù)的部分通過市場交易方式消納。2017年1月，國家發(fā)改委、財政部、國家能源局印發(fā)《關于試行可再生能源綠色電力證書核發(fā)及自愿認購交易制度的通知》（發(fā)改能源〔2017〕132號），為陸上風電、光伏發(fā)電企業(yè)（不含分布式光伏發(fā)電）所生產(chǎn)的可再生能源發(fā)電量發(fā)放綠色電力證書。風電、光伏發(fā)電企業(yè)出售可再生能源綠色電力證書后，相應的電量不再享受國家可再生能源電價附加資金的補貼。2019年5月，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》（發(fā)改能源〔2019〕807號），標志著可再生能源配額制以可再生能源電力消納責任權重的形式正式實施。2020年1月、10月，財政部、國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《關于促進非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見》（財建〔2020〕4號）及有關補充通知（財建〔2020〕426號），首次明確了按照可再生能源發(fā)電項目全生命周期合理利用小時數(shù)核定中央財政補貼額度。
隨著產(chǎn)業(yè)技術進步、效率的提升，近年來新建風電、光伏發(fā)電項目成本不斷下降，當前已經(jīng)具備平價上網(wǎng)條件，行業(yè)對平價上網(wǎng)也形成高度共識。在此背景下，2021年6月，國家發(fā)改委印發(fā)《關于2021年新能源上網(wǎng)電價政策有關事項的通知》（發(fā)改價格〔2021〕833號），這是風電、光伏發(fā)電正式步入無補貼時代后最具標志性意義的一項政策。對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，2021年起中央財政不再補貼，實行平價上網(wǎng)。對新建項目，2021年不再通過競爭性方式形成上網(wǎng)電價，直接執(zhí)行當?shù)厝济喊l(fā)電基準價，這釋放出清晰強烈的價格信號，有利于調動各方面投資積極性，推動風電、光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)加快發(fā)展。同時，考慮到部分用電企業(yè)希望與新能源發(fā)電企業(yè)直接開展市場交易購買綠電并支付更高價格，新建項目可自愿通過參與市場化交易形成上網(wǎng)電價，以更好地體現(xiàn)風電、光伏發(fā)電的綠色電力價值。
我國新能源發(fā)電參與電力市場現(xiàn)狀
新能源參與省內(nèi)市場
中長期市場：新能源發(fā)電企業(yè)與其他常規(guī)機組一樣，按照自愿原則與售電公司、批發(fā)用戶簽訂中長期交易合同。
現(xiàn)貨市場：當前我國第一批八個電力現(xiàn)貨市場試點地區(qū)，新能源在絕大多數(shù)地區(qū)保障性收購、優(yōu)先消納，按照電力現(xiàn)貨市場交易規(guī)則參與甘肅、蒙西、山西等三省區(qū)現(xiàn)貨交易。山西現(xiàn)貨試點中，新能源以報量不報價方式參與日前市場，以低邊際成本保障優(yōu)先出清。甘肅、蒙西現(xiàn)貨試點中，新能源以報量報價方式，在日前市場基于中長期電量日分解曲線申報分段價格參與市場出清，以低邊際成本實現(xiàn)優(yōu)先消納。從這三個現(xiàn)貨試點的試結算來看，新能源主要通過降低電價，甚至地板價、零價來獲取市場化電量空間。
新能源參與跨省跨區(qū)市場
中長期市場：主要有新能源外送交易、新能源與大用戶直接交易、新能源與常規(guī)能源省間發(fā)電權交易三種形式。新能源外送交易，一般采取新能源與煤電打捆外送，主要有“點對網(wǎng)”和“網(wǎng)對網(wǎng)”兩種形式。新能源與大用戶直接交易，目前主要是銀東直流跨區(qū)外送，采用“點對點”形式，送端為銀東直流3個配套電源企業(yè)及寧夏、青海、甘肅、陜西的煤電企業(yè)和風電、光伏發(fā)電企業(yè)，受端為山東電力用戶。新能源與常規(guī)能源省間發(fā)電權交易，目前主要是新能源與煤電的省間發(fā)電權轉讓和置換。
現(xiàn)貨市場：在中長期市場基礎上，國內(nèi)探索建立了富余可再生能源電力跨省跨區(qū)現(xiàn)貨交易，可以更好地匹配新能源實際發(fā)電特性，是中長期交易的重要補充。
國外新能源參與電力市場機制
電價機制
從國際上來看，對新能源發(fā)展的電價支持機制主要分為固定上網(wǎng)電價機制（Feed-in Tariff，F(xiàn)IT）、溢價補貼機制（Feed-in Premium，F(xiàn)IP）、可再生能源配額制（Renewable energy Portfolio Standard，RPS）和綠證機制。
固定上網(wǎng)電價機制：根據(jù)各類新能源發(fā)電標準成本，政府直接明確規(guī)定其上網(wǎng)電價，電網(wǎng)企業(yè)按照政府定價無條件收購新能源上網(wǎng)電量，由此增加的額外購電成本由國家補貼或計入終端用戶銷售電價。如芬蘭、德國（2012年前）。
溢價補貼機制：新能源按照電力市場規(guī)則與其他常規(guī)電源無差別競價上網(wǎng)，同時政府為新能源上網(wǎng)電量提供溢價補貼，新能源上網(wǎng)電價水平為“電力市場價格+溢價補貼”，溢價補貼可為固定或浮動。如丹麥、荷蘭。2012年以后，德國新能源發(fā)電企業(yè)可以選擇固定上網(wǎng)電價機制，也可以選擇溢價補貼機制。
可再生能源配額制和綠證機制：政府以法律的形式對可再生能源發(fā)電市場份額做出的強制性規(guī)定，即電力系統(tǒng)所供電力中必須有一定比例（即配額標準）由可再生能源供應。綠色證書是對可再生能源發(fā)電方式進行確認的一種指標，可再生能源參與電能量市場出售電能并獲取與其發(fā)電量相對應的綠色證書，并將其在綠證市場上出售以獲取綠證收益。美國是世界上第一個實施可再生能源配額制的國家，目前美國絕大多數(shù)州都實施了配額制。
差價合約機制：英國于2013年后開始實施第三次電力市場改革，建立基于差價合約的長期合同制度，為新能源發(fā)電商提供清晰、穩(wěn)定、可預測的投資激勵。其運作方式為：新能源發(fā)電商與政府簽訂雙向差價合約。當市場電價低于合約電價時，由政府向發(fā)電商補貼差價；當合約電價高于市場電價時，發(fā)電商需要向政府退還差價。這相當于由政府承擔市場電價波動的風險（甚至存在零電價、負電價等極端過補償情況），對發(fā)電商來說基本等同于固定上網(wǎng)電價機制。
交易機制
偏差考核機制：新能源發(fā)電出力預測精度不足，導致實際出力與預測出力存在一定偏差。國外電力市場普遍會有相應的考核機制，但相對常規(guī)機組而言更為寬松一些，以鼓勵新能源參加電力市場交易。如丹麥電力市場中，平衡責任代理商（Balance Responsible Party，BRP）可以參與日前、日內(nèi)以及輔助服務市場（含平衡市場），采用雙價格結算機制（Two-Price Settlement System）。新能源發(fā)電作為BRP-P（Production，代表售電），若不平衡量與系統(tǒng)不平衡量相反，結算價格為日前市場價格；若不平衡量與系統(tǒng)不平衡量相同，結算價格為平衡市場價格。
調峰市場機制：新能源占比較高的電力市場，電力系統(tǒng)必須具備良好的調峰能力。國外除建立常規(guī)能源調峰機制外，還鼓勵新能源機組主動參與系統(tǒng)調峰，一般采取控制機組出力的方式。如北歐電力市場的負電價機制、愛爾蘭電力市場的新能源機組減出力獎勵機制。
投資保障機制：新能源占比較高的電力市場，整體出清價格水平較低。國外一般通過建立容量補償機制、容量市場及稀缺電價機制等保障常規(guī)機組合理收益，充分調動靈活調節(jié)性資源投資積極性，促進系統(tǒng)有效備用容量充足，實現(xiàn)電力系統(tǒng)長期安全穩(wěn)定運行。如美國PJM市場的容量市場機制、得州市場的稀缺電價機制。
跨區(qū)交易機制：加大跨國跨區(qū)外送是解決風電、光伏等新能源發(fā)電全額消納的最有效手段。如北歐四國新能源占比較高，資源稟賦、負荷分布呈現(xiàn)明顯的區(qū)域不平衡性，跨國跨區(qū)交易十分頻繁，實現(xiàn)了電力資源在更大范圍內(nèi)自由流動、優(yōu)化配置。
我國新能源參與電力市場的路徑設計
隨著我國電力體制改革不斷深化，市場交易電量規(guī)模不斷擴大，新能源發(fā)電企業(yè)對參與電力市場已有預期，而且隨著發(fā)電成本持續(xù)下降，目前已經(jīng)具備參與市場的競爭力?？傮w來說，新能源參與電力市場，必須堅持“有效市場”與“有為政府”相結合，妥善處理好市場建設與可持續(xù)發(fā)展之間的關系。既要發(fā)揮市場機制優(yōu)化資源配置的作用，也要保障新能源產(chǎn)業(yè)可持續(xù)健康發(fā)展，不能影響社會資本對新能源產(chǎn)業(yè)的投資積極性。
對于新能源存量項目，參與電力市場必須以兌現(xiàn)政策為前提。保障利用小時數(shù)（合理利用小時數(shù)）以內(nèi)的電量“保量保價”收購，保障利用小時數(shù)（合理利用小時數(shù)）以外的電量參與市場。保障性收購電量部分通過優(yōu)先安排年度發(fā)電計劃、與電網(wǎng)公司簽訂優(yōu)先發(fā)電合同（實物合同或差價合同）保障全額按政府核定電價收購；市場交易電量部分由新能源發(fā)電企業(yè)通過參與市場競爭方式獲得發(fā)電合同，電網(wǎng)企業(yè)按照優(yōu)先調度原則執(zhí)行發(fā)電合同。對于新能源增量項目，原則上全部電量參與市場。為避免短期內(nèi)政策調整過大、保障新能源投資積極性，可考慮給予一定過渡期，過渡期內(nèi)仍給予增量項目一定保障政策，過渡期結束后增量項目全部電量進入市場，同時要提前明確過渡期時限，穩(wěn)定市場預期。
電力市場交易機制是決定市場運行效率和交易規(guī)模的關鍵因素。高效的交易機制可以促進新能源積極參與市場，實現(xiàn)資源優(yōu)化配置。對于新能源參與跨省跨區(qū)電能交易，以中長期交易為主，同時結合短期跨省跨區(qū)富余新能源現(xiàn)貨交易。前者通過新能源與火電打捆形成穩(wěn)定出力再進行外送，后者對新能源電量外送的針對性更強，方式更加靈活。對于新能源參與省內(nèi)電能交易，仍以中長期交易為主，鼓勵以報量不報價或報量報價方式參與電力現(xiàn)貨市場。初期，新能源以報量不報價方式參與電力現(xiàn)貨市場，作為價格接受者優(yōu)先出清，實現(xiàn)全額消納。這種模式和原來上報功率預測給調度類似，關鍵在于預測準確率。待條件成熟以后，新能源逐步向報量報價方式過渡。為降低新能源功率預測誤差、提高競爭力，可為其提供靈活的交易申報機制，如允許其在日內(nèi)、實時市場二次申報量價曲線。
對于新能源占比較高的地區(qū)，要進一步完善調峰、調頻及輔助服務等激勵機制，可探索開展爬坡（快速升降功率）、系統(tǒng)慣性（系統(tǒng)瞬時穩(wěn)定頻率變化的能力）等輔助服務交易品種。
有關建議
深入分析現(xiàn)貨試點運行情況，進一步優(yōu)化新能源參與電力市場機制
作為全國第一批現(xiàn)貨試點，山西、甘肅在推進新能源參與市場方面先行先試、積極探索，基本形成了可執(zhí)行的現(xiàn)貨市場規(guī)則體系，市場優(yōu)化配置資源的效果初步顯現(xiàn)。隨著現(xiàn)貨市場長周期結算試運行，也逐步暴露出一些問題，如新能源中長期交易機制不夠靈活、現(xiàn)貨市場峰谷價差過低、超額收益回收機制不夠完善、用戶側參與度不高等，新能源企業(yè)普遍反映參與現(xiàn)貨市場后度電收益下降。建議在現(xiàn)有市場框架下，堅持問題導向，進一步完善山西、甘肅新能源參與市場的配套機制，如增加旬、周等交易頻次來提升中長期交易靈活性、適當放寬現(xiàn)貨市場限價和超額收益回收機制觸發(fā)門檻、分類分批推動用戶側參與市場等，邊運行、邊完善、邊總結，同時加強市場運行監(jiān)控與風險防范，爭取今年實現(xiàn)不間斷連續(xù)結算試運行，為其他地區(qū)提供可借鑒的成功經(jīng)驗。
充分吸收借鑒國外先進經(jīng)驗，提出我國新能源參與電力市場頂層設計方案
從全世界范圍來看，在新能源發(fā)展初期，許多國家通過固定上網(wǎng)電價機制、溢價補貼機制、可再生能源配額制、綠證等政策鼓勵新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展，基本是以保障性消納為主，市場化機制為輔，不斷提升新能源在電力市場中的競爭力。隨著新能源快速發(fā)展、競爭力不斷提升，政府逐漸減少補貼，推動其平價甚至低價上網(wǎng)。此外，國外還在完善電量偏差處理機制、調峰調頻及輔助服務機制，推動新能源在更大市場范圍內(nèi)消納等方面進行了很多探索和實踐，積累了很多寶貴經(jīng)驗。目前來看，這些都基本符合我國新能源發(fā)展的趨勢及路徑選擇，國外新能源參與電力市場的經(jīng)驗對我國具有很強的借鑒意義。建議充分吸收借鑒國外成熟經(jīng)驗，提出一套符合我國基本國情、統(tǒng)籌考慮多元目標、具有可操作性的新能源參與電力市場頂層設計方案和實施方案。
充分考慮新能源出力特性，穩(wěn)妥有序推動其參與全國統(tǒng)一電力市場體系
新能源發(fā)電的優(yōu)缺點都十分突出，在電力市場環(huán)境下，低變動成本使其在競價中占有絕對優(yōu)勢，但新能源發(fā)電受天氣變化影響顯著，其波動性、隨機性、間歇性等特點決定了新能源在年度、月度交易中簽訂帶曲線的中長期合同難度很大，但現(xiàn)貨市場的運行又要求必須對新能源中長期合約進行結算曲線分解，以便與現(xiàn)貨市場有效銜接。局部新能源發(fā)電出力難以滿足購電需求物理合約曲線，這決定了新能源必須在更大市場范圍內(nèi)統(tǒng)一優(yōu)化配置，納入全國統(tǒng)一電力市場體系是未來發(fā)展的必然趨勢。建議在全國統(tǒng)一電力市場的交易機制設計中，一方面要充分考慮新能源發(fā)電的波動性、不確定性、低邊際成本等特點，研究建立適應新能源參與的多時間尺度的電力市場、縮短交易周期，加快推動各省級電力現(xiàn)貨市場建設，鼓勵新能源發(fā)電參與現(xiàn)貨市場，做好優(yōu)先發(fā)電保障和市場化交易的銜接；另一方面要通過合理的投資保障機制，調動靈活調節(jié)性資源（特別是抽水蓄能和新型儲能）投資積極性，通過運行階段規(guī)則設計充分調動靈活性調節(jié)資源的潛力，保障電力系統(tǒng)長期安全可靠運行。
加快調峰、調頻等輔助服務市場建設，支撐高比例大規(guī)模新能源參與電力市場
輔助服務是保障以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定高效運行的基礎。目前我國各地的輔助服務市場大多處于初步開展和探索的狀態(tài)，在緩解電網(wǎng)調峰壓力及新能源消納方面已初具成效，但成本疏導和分攤機制尚不清晰、亟待完善。建議優(yōu)化調峰、調頻等現(xiàn)有輔助服務，創(chuàng)新開展備用、爬坡響應、系統(tǒng)慣性等輔助服務品種設計，促進系統(tǒng)靈活調節(jié)能力的提升。引導和培育更多市場主體參與輔助服務市場，鼓勵抽水蓄能、新型儲能、虛擬電廠、需求響應等新興市場主體發(fā)揮自身靈活調節(jié)能力，通過輔助服務市場獲取合理收益，實現(xiàn)電力系統(tǒng)運行效率更高、運行成本更低。推動輔助服務市場與現(xiàn)貨市場有序銜接、融合發(fā)展，通過現(xiàn)貨市場價格信號引導市場主體積極參與輔助服務市場。按照“誰受益，誰承擔”的原則，進一步完善用戶側市場主體分攤輔助服務費用機制，為逐步健全輔助服務市場體系奠定基礎。
做好新能源參與電力市場與可再生能源配額制、綠色電力交易等其他政策工具，市場機制有效銜接與協(xié)同，逐步建立以新能源為主體的新型、統(tǒng)一、綠色的電力市場發(fā)展路徑
當前我國電力市場化改革與全國碳市場建設、可再生能源配額交易、綠色電力交易等都處在穩(wěn)步推進、逐漸完善的過程。要充分發(fā)揮這些市場化機制、政策工具的優(yōu)勢互補作用，從市場之間相互促進、協(xié)同激勵的角度出發(fā)，最終構建以新能源為主體的新型、統(tǒng)一、綠色電力市場體系。建議超前謀劃，及早部署研究面向新型、統(tǒng)一、綠色電力市場協(xié)同運行為最終目標的分階段市場形態(tài)演化模式、市場之間協(xié)同運行所具備的政策及機制條件、推進多市場之間協(xié)調運行的演進路徑與關鍵舉措等重大課題，逐步建立以新能源為主體的新型電力市場發(fā)展路徑，推動我國能源低碳轉型，助力碳達峰、碳中和目標的實現(xiàn)。近期可考慮試點建立綠色電力交易機制和市場體系，充分發(fā)揮市場在促進和保障綠色電力生產(chǎn)消費過程中的作用，充分反映綠色電力的環(huán)境價值，統(tǒng)籌激勵、引導需求側和供給側積極性，促進包括新能源在內(nèi)的綠色能源快速發(fā)展。
本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2021年06期，作者單位：中國南方電網(wǎng)有限責任公司改革發(fā)展研究中心
