能源青年行优秀调研报告中国可再生能源消纳的个性和共性问题探究下.docx
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能源青年行优秀调研报告中国可再生能源消纳的个性和共性问题探究下.docx
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能源青年行优秀调研报告中国可再生能源消纳的个性和共性问题探究下
能源青年行优秀调研报告|中国可再生能源消纳的个性和共性问题探究(下)
文章很长,但是读好东西花点时间怎么了
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作者:
于子超、蒋瑞平、罗琦、马文心、孙傲、陶淇、杨叶
指导老师:
宋枫吴疆
前文回顾:
能源青年行优秀调研报告|中国可再生能源消纳的个性和共性问题探究(上)
2018年10月21日,由《南方能源观察》(eo)杂志社举办、昆山杜克大学承办的大型公益项目“2018能源青年行暑期调研计划”举行了成果发布,这已经是昆山杜克大学第三次承办此次活动、支持海内外青年学子深入一线调研能源问题了。
作为2018年能源青年行最佳调研团队之一,中国人民大学团队就清洁能源消纳问题进行了深入调研。
随着改革步入深水区,清洁能源的消纳牵一发而动全身,消纳问题的本源是中国电力市场化改革和电力体制改革中的共性问题。
欲解决消纳问题,则必须将其置于技术、经济、社会、政治、体制的大环境中研究分析,而这正是中国人民大学团队本次调研的最终目标。
昆山杜克环境将刊载中国人民大学团队撰写的调研报告《中国可再生能源消纳的个性和共性问题探究(下)》,以飨读者。
1
技术方面
“技术方面”以西南水电和西北新能源的消纳为例,说明输送通道和调节能力是可再生能源外送消纳的关键制约因素。
1.1调节能力差和外送通道不足制约西南水电消纳
作为我国西电东送的重要水电基地,川滇两省的水电相当一部分需要通过外送至中、东部负荷中心消纳,但电网和电源建设缺乏统筹协调,外送通道建设滞后,现有外送能力不能满足外送需求,加剧了弃水问题。
例如,云南“金中直流”工程原规划在2013年底投产,送电容量300万千瓦,每年可向广西送电约140亿千瓦时,但由于诸多因素影响,该工程到2013年10月才获得国家核准,三年后才建成投运,严重影响云南水电外送。
云南“十二五”以来发电装机容量净增4837万千瓦,而外送通道输电能力提升1860万千瓦,考虑到同期最高用电负荷提高仅700万千瓦后,外送通道输电能力的增加明显小于发电装机供应能力的增加,远不能满足电力外送需求。
再如,四川“十二五”规划水电外送能力达到3150万千瓦。
实际操作中,雅中-武汉特高压输变电工程经工程院评估后,将交流方案修改为直流方案,之后又几经周折,终于在2018年9月确定为雅中-江西特高压直流工程。
截至2015年年底,四川在外送通道上初步形成了“四直四交”格局,输电能力2850万千瓦(日常电力潮流安排最高2500万千瓦)。
四川“十二五”以来发电装机容量净增4781万千瓦,而外送通道输电能力提升2160万千瓦,考虑到同期最高用电负荷提高近1300万千瓦后,外送通道输送能力仍不能满足外送需求。
西南水电调节性能总体较差,具有多年调节性能的水电站数量占比较低,在江河来水周期性、季节性影响下,水电群出力在年内分布极不均匀,结构性矛盾突出,也是造成弃水的重要因素。
截至“十二五”期末,云南发电装机中,水电装机占比达到72%左右,其中有2100万千瓦左右的中小水电站仅具备周调节能力或为无调节能力的径流式水电,占水电总装机容量比重超过三分之一,而具备年调节能力的仅有小湾、糯扎渡等少数水电站。
四川水电装机中,具有季以上调节能力的水电装机也仅占水电总装机的三分之一。
云南、四川水电装机占比高,且无调节能力的水电装机占比也很高、龙头水库建设普遍滞后的电源结构,决定了当地的库容电站以及燃煤机组的总调峰能力不足,汛期外送通道全天满送的情况下,负荷低谷时段水电弃水调峰无法完全避免,导致弃水出现。
1.2外送和调峰能力制约“十三五”期间西北地区新能源消纳
西北能监局发布的一份行业监管报告[1]指出:
远距离大容量输电能力不足和调峰能力不足将是制约西北区域新能源消纳的关键因素。
评估结果显示,2020年西北区域各省(区)依然会存在较为严重的弃风弃光。
如表2所示,甘肃和新疆即使考虑了新建直流工程以利于新能源外送消纳,弃风弃光率预计仍将超过20%,消纳压力较大。
表2–西北区域各省(区)新能源消纳情况模拟结果对比
西北区域弃风弃光的两大主要原因为系统调峰能力不足和传输容量受限。
如表3所示,随着西北区域电源电网的发展,两大原因对弃风弃光的影响占比正在发生变化。
2015年调峰能力不足已是西北电网弃风弃光的主导因素,但新能源传输容量受限问题依然不容忽视。
2020年对于西北大部分省份来说,传输容量受限的导致弃风弃光占比已经很小,而调峰能力不足问题将会越来越严重。
表3-西北区域各省(区)弃风弃光原因模拟结果对比
随着西北区域各省(区)网架不断加强,新能源装机不断增加,调峰能力不足将成为限制西北区域各省(区)新能源消纳的主要因素。
宁夏电网和甘肃电网在供热期间调节能力较弱;新疆自备电厂占比很大,在自备电厂不参与调峰的情况下,难以为新能源消纳留出足够的空间;同时,青海、陕西电网在水电大发期间,也可能面临调峰问题。
2
市场方面
“市场方面”从电力市场设计的角度说明国内当前的电能量市场和辅助服务市场的局限性,并强调建设真正意义上的现货市场对可再生能源消纳的重要意义。
2.1供需新常态下,可再生能源以价换量不可持续
我国部分地区可再生能源装机增长过速,与本地市场空间不匹配,与外送通道建设不协调,已是不争的事实。
凡是弃水、弃风或弃光严重的地区,都存在电力的供需失衡,各类电源的利用空间都受到挤压。
同时,供求关系决定价格是最基本的市场规律。
供大于求即为买方市场,电价自然有下降空间,降电价又符合地方政府的政治诉求,各类电源就难免要承受降价的压力。
以西北的新能源为例,近两年甘肃省通过特高压通道送电降价明显,其中新能源大幅让利才得以保证打捆电的价格优势。
2017年及2018年上半年甘肃风电、光伏的平均采购价格(送端价,不含补贴)分别为136.51元/兆瓦时、114.11元/兆瓦时,远低于同时期本省的煤电脱硫标杆电价(等于不含补贴的新能源标杆电价)。
具体量、价情况见表4。
表4–甘肃特高压外送电量价情况(亿千瓦时,元/兆瓦时)
供需新常态下,各类电源发电空间都要压缩,价格下行也在所难免,但是不同电源的承压能力不同,长期的不合理让利有害于可再生能源的健康发展。
例如,水电站在发电上网之外还承担着调控水资源的重要社会责任,曾有学者提出对大中型水电站引入“公益性电价”的概念[2],通过保障性收购合理补偿水电的公益性支出,剩余电量参与电力市场竞争。
再如,与煤电的成本结构不同,风电、光伏具有固定成本高、变动成本低的特性,其平均上网电价应能覆盖平均发电成本,企业才能实现盈亏平衡。
而现阶段的电力市场以中长期交易为主,风电、光伏若保障性电量不能落实,市场电量又向零价逼近,则企业将面临亏损,加上补贴的长期拖欠,部分企业现金断流,经营面临极大困难。
平价上网应循序渐进,因地制宜。
对风电、光伏平准化发电成本的最新研究显示[3],两类新能源能否于“十三五”期末实现平价上网,取决于装机利用率、融资成本和造价水平三个关键因素。
即使在弃风率、弃光率控制在5%以内、融资利率为4%、造价逐年持续下降(风机、光伏组件成本依2016年的水平分别按8%、15%的技术学习率持续下降)的条件下,全国也只有三分之一的省份能够实现风电发电侧平价上网和五分之一的省份能够实现集中式光伏发电侧平价上网。
因此,新能源的定价应以客观的技术经济分析为参考。
以平价上网之名,借市场化之势逼迫风电、光伏在价格上无限让步,则行业的发展不可持续。
2.2辅助服务市场未形成长效机制,应纳入现货市场整体推进
可再生能源以量换价、饮鸩止渴的问题之根,在于当前的制度安排存在缺陷——缺少科学合理的可再生能源量价机制。
一方面,真正对可再生能源开放的现货市场尚未建立,可再生能源发挥不出边际成本低的优势,获得不了溢价收益。
另一方面,“保障性收购”不能足额兑现,“以降价为目的”的中长期市场又逼迫可再生能源不断让利。
如此“计划+市场”的双轨制下,可再生能源将长期无所适从。
以上讨论还只停留在电能量市场层面。
电力市场的功能不仅在于保证电量的平衡,还在于维持电力的实时平衡和系统的同步运行,前者主要通过电能量市场实现,后者则要通过电力辅助服务市场实现。
电能量市场的设计决定了电力市场的基本架构,辅助服务市场则在此基础上丰富了电力市场的内容。
从促进可再生能源消纳的角度,国内当前的电力辅助服务市场建设,有稳中求进之功,也有不破不立之嫌。
所谓稳中求进,即在“计划+市场”双轨制的前提下,电力辅助服务市场扩大了可再生能源的消纳空间。
例如,截至2018年一季度东北电网全网风电因电力辅助服务市场增发电量307.9亿千瓦时;2018年春节期间东北全网风电发电量10.41亿千瓦时,同比增长66.29%,弃风率17.71%,同比下降41.24个百分点。
[4]
所谓不破不立,即电力辅助服务市场未打破“计划+市场”双轨制的传统,也未建立与电能量市场相融合的长效机制。
国内调峰服务的普遍存在和调峰补偿费用占比高的本质,是对“中国特色”的火电基荷发电权的默许和对可再生能源发挥边际效益能力的压制。
一方面,之所以需要向下调峰,是因为系统最小运行方式过高,发电侧冗余却未能形成有效竞争。
若“认定一批火电机组作为可再生能源消纳调峰机组”[5],则火电可通过调峰变相保留基本市场份额,规避更深层的竞争。
另一方面,调峰的本质是解决电能量平衡问题,在国外成熟电力市场中为现货市场的一部分,与其它电能量交易联合优化。
而国内却将其单独置于辅助服务市场中,与电能量市场割裂,这样的内在矛盾,正是双轨制下的电力市场不可避免的缺陷。
即使搁置对调峰市场存在本身是否合理的争论,当前调峰市场的价格机制也并不长期利于可再生能源的开发利用。
一是调峰市场目前仅由供方单侧报价,风电、光伏等可再生能源只是事后参与补偿费用的分摊。
“促消纳”的调度不征求可再生能源的主观意愿,相关市场信息也不够公开透明。
二是调峰市场的规模和效益在很大程度上依赖国家对可再生能源的补贴。
“以收定支”的分摊机制下,调峰辅助服务市场对消纳的促进作用将在可再生能源分摊的补偿费用完全抵消其增发电量对应的补贴金额时封顶。
从长远看,辅助服务市场应与电能量市场一并纳入现货市场的整体设计,形成协调统一的电力市场体系。
存在并非合理,习惯也并不等于继承。
电力市场的设计应竭力打破双轨制,避免过度行政干预和人为分割市场。
这将有利于包括可再生能源在内的各类电源的持续健康发展。
3
政策方面
“政策方面”从可再生能源电力配额制的“难产”、新能源补贴的“路径依赖”两个角度,评述以往可再生能源政策的利与弊,分析其中的斗争与妥协。
3.1迈不开配额的步子,走不出补贴的影子
经济学理论往往支配不了政策实践,这是一个让政府头疼、让行业困惑、让学者惋惜的现实。
为扶持新能源的发展,补贴和配额制本应是相辅相成、辩证统一的关系。
然而国内配额制长期向补贴“低头”,政策失衡,造成新能源“管生不管养”、先建设后消纳的困局。
微观经济学理论下,只要能够确定市场失灵的程度,那么政府无论是采取定价还是定量的政策干预,其市场效率都是等同的。
政府扶持新能源,挖掘新能源的正外部性,本质是修正市场失灵,因此理论上补贴和配额制不存在市场效率的差别。
“十二五”期间国家能源局曾尝试推出《可再生能源配额考核办法(试行)》,但在上报国务院审议期间遭到某些省份的强烈反对,原因是“配额制有浓重的计划强制色彩,是在搞计划经济”。
这样的观点属于偷换概念,没有理论依据,配额制也并不比补贴更有计划经济的属性。
补贴与配额制的关键差别,在于利益分配的机制。
补贴制度下,发电企业获得显性的经济激励,地方直接争夺国家的财政补贴,而升高的用电成本摊派给全国,地方政府不承担征收“可再生能源电价附加”的压力。
配额制度下,发电企业需要卖绿证来兑现新能源的价值,各地方之间的财政转移取决于谁能在绿证交易的“新游戏”中胜出,地方政府也要承受本地电价上涨的压力。
总的来讲,补贴制的经济激励更显性,地方获利更直接,中央要承担更大的财政压力和决策压力;配额制的经济激励更隐形,企业要面对更大的竞争压力,地方政府也要承担更大的决策风险。
在实际应用中,补贴制和配额制并不是“水火不相容”,各利益主体之间的关系也不是一成不变,没有什么不可调和的矛盾。
以美国为例,联邦层面有风电、光伏的税收优惠,州层面自主设立配额制,部分州还对新能源提供额外的扶持(税收优惠、启动资金、低息贷款等),这是对补贴和配额制的灵活应用。
新能源的扶持政策应秉持务实的原则,应灵活变通,不应对哪项政策“盖棺定论”,固守“孰优孰劣”的简单判断。
新能源补贴不仅作用于发电侧,它引导的是对新能源电力从生产到运输再到使用整条产业链的组织方式。
中国对新能源的补贴,更准确地讲,是一种固定电价制度。
新能源上网标杆电价与本地脱硫煤电标杆电价的差值,为度电补贴的强度,而强度大的地方多是新能源资源丰富的地方。
以风电为例,在“三北”风资源富集地区,虽然风电的标杆电价较低,但由于这些地区多是煤炭资源丰富的地区,其火电标杆电价同样较低,两者的价差一般高于风资源贫瘠的其他地区。
作为经济杠杆,这样的补贴价格结构理应带动新能源从集中开发到远距离输送再到异地消纳一整条产业链的全面发展,但现实中却止于第一环节——集中开发后即面临窝电。
这是因为单以发电侧的价格激励无法突破中国源网规划欠协调、省间电力交易壁垒等边界条件的约束。
需求侧责任的缺失,尤其是以配额制引导的各省(区、市)消纳责任的缺失,使发电侧的补贴成为“一厢情愿”,无法兑现其政策初衷。
常年的补贴养成利益集团和政策惯性,造成“管制俘获”,给政策的转轨带来巨大困难。
配额制的每一次酝酿,都要面对巨大的争议和利益主体间的激烈博弈。
今年,国家能源局对配额制多次征求意见,比较各版本间的关键差别,即可察觉出利益主体对政策走向的巨大影响:
一、在第一版的基础上,第二、第三版规定由各省自主提出本省可再生能源电力配额指标建议,并由国务院能源主管部门评估后下达。
此设置降低了从国家层面强制摊派配额的力度,减小了打破省间壁垒的可能,同时增加了对全国进行总量控制的难度,进而可能影响到配额制的整体经济效益。
二、第一版中“可再生能源电力证书”与“绿证”两个概念分立,体现出政策制定者欲保证配额制独立性的初衷;第二版取消“证书”概念,规定将绿证作为可再生能源电力生产、消纳、交易以及配额监测、核算考核的计量单位,并提出可再生能源补贴资金按等额替代原则扣减其绿证交易收益,此设置有衔接配额制和补贴的作用;第三版则大量删减了第二版中对“绿证交易”的相关表述,仅提出配额随电力交易的“转让”和“绿证对应的可再生能源电量等量记为配额完成量”,如此将本应自成体系的行业公共政策“降格”为电力调度交易的附属操作,将极大限制配额及其交易产生有效价格信号的可能。
三、第二版提出“配额补偿金”的概念,对其额度做了规定,并提出电网企业应将收缴的配额补偿金纳入国家可再生能源发展基金拨付资金一并使用;第三版则取消了这个“罚款”设置,虽然也提出了“联合惩戒”的监管手段,但其效力难及实际的经济处罚,对义务主体的威慑效果难免会打折扣。
3.2可再生能源的发展需要政策推动,但不是政治任务
从2006年《可再生能源法》规定可再生能源并网发电项目的上网电量由电网企业全额收购,到2009年开始对可再生能源执行固定上网电价,中国可再生能源“保量又保价”的政策体系基本建立。
之后近十年,中国可再生能源装机增长举世瞩目,却也形成了区域间极不均衡的布局,整体与用电负荷呈逆向分布,弃电率高企。
加上远距离输电能力不足、省间电力交易存在壁垒等限制,部分地区明显已突破成本效益判据的边界,却依旧深陷“边建边弃”的怪圈。
近些年政策逐渐转向,补贴拖欠、电量放开、竞争性配置、平价上网,曾经被“高高举起”的可再生能源,如今要经得起“重重摔下”的考验。
反思其间历程,“保障性收购”与“固定上网电价”的政策组合旨在促进新能源发电技术跨过初期的成本门槛。
然而技术进步、成本下降,政策却未及时调整,就会让新能源企业形成对政府扶持依赖,缺乏竞争意识。
国内经济放缓后,恰逢发电项目审批权下放,部分地区借节能减排、绿色环保之势将可再生能源推上道德高台,固守“保量又保价”的政策承诺以推动电力企业投资新项目,拉动地方经济增长。
有学者通过实证分析[6]得出,“集群效应”和“政策支持力度”是影响我国风电投资区域选择最显著的因素,而“电力需求”因素却没有显著影响。
但是好景不长,随着国家政策的调整和发电装机的整体过剩,部分地区可再生能源“量价齐跌”,新疆、甘肃、宁夏的部分地区至今不能落实“最低保障收购年利用小时数”。
“保量又保价”最终沦为空想。
可再生能源的发展应该是政策推动,而不是政治任务。
一方面,国家能源体制、电力体制的变革需要多目标协同发展,诸多考量如保安全、保民生等的政治序位都排在绿色低碳之前,而可再生能源也只是实现绿色低碳的途径之一。
另一方面,可再生能源政策是能源政策领域的“必修课”,将一项必要的政策实践上升到政治任务的高度,反而容易让政府和行业在本应理性的决策中“头脑发热”。
4
制度方面
制度方面”讨论省为单元的电力市场化改革和“计划+市场”双轨运行的“中国特色”电力市场,指出两者都不是有利于可再生能源消纳的制度设置,需要用更大的决心和更持久的努力去改变。
4.1以省为单元的电力市场化改革不利于可再生能源的消纳
中国电力交易的省间壁垒已是老生常谈。
从东北、华东区域电力市场试点的叫停,到京津冀区域电力市场的流产,再到跨省区送受电计划落实难、送受端博弈的逐年加剧,省间电力交易的壁垒比比皆是,已是不争的事实。
国网体系内区域电网公司的分部化削弱了同区域内省间电力互济共享的能力(近两年情况有所转变),强化了以省为实体的管电模式。
新一轮电力体制改革以省为主体落地实施,“有序放开发用电计划”做实了省(区、市)政府的管电职能,也变相为省间壁垒提供了制度依据。
以省为单元的电力市场化改革不利于可再生能源的消纳。
中国的可再生能源资源与电力需求整体呈逆向分布。
虽然最优市场规模、输电距离、输电电压等仍需研究探讨,但是可再生能源资源的配置需要跨越省的行政边界已不容置疑。
国外如北欧、美国的成熟电力市场亦有调度区合并、州间或国家间电力市场融合的举措,通过优势互补实现了更大范围的能源安全、经济调度和环境友好。
国内也正针对打破省间壁垒采取措施,成效初显。
随着省内发用电计划的放开,省间的送受电计划也逐渐松绑,国家层面连续出台政策鼓励跨省跨区送受电计划的灵活执行,使其逐步过渡到优先发电计划和有序直接交易相结合的模式。
同时,依托两个国家级电力交易中心,在省间计划电量的基础上发展出了直接交易、外送交易、合同交易等交易品种和双边协商、集中竞价、挂牌等交易组织方式,跨省区送受电计划与市场双轨并行的时代正式开始。
据国家电网公司统计,2017年完成新能源省间交易492亿千瓦时,同比增长36%。
“三北”地区通过加强省间交易,增加新能源消纳电量61.9亿千瓦时。
国家电网公司亦利用平台优势创新交易机制,探索开展跨区域富余新能源现货交易试点,有效促进新能源的跨区消纳。
2017年组织新能源跨区现货交易电量57.7亿千瓦时,其中,甘肃、新疆通过跨区现货交易分别多消纳新能源电量32.7亿、13.8亿千瓦时。
然而,透过表象看本质,新能源的跨区跨省交易实为本应完整的电力市场中人为分割出的分市场。
无论是上面的中长期还是现货交易,对以省为实体的管电体制和以发用电计划为前提的调度机制都没有明显突破。
这两种交易模式下,送端发电企业大多只报量不报价,而若欲实现与受端电力用户的直接交易或同一集团内发电企业的发电权交易,则至少需要通过政府间的协商安排和电网输电通道的安全校核两关,此间发电企业的话语权、市场信息的透明度仍有待加强。
现状下,发电企业参与跨省跨区交易,难免有一种“被安排”的感觉。
基本人性并不可怕,好的制度就是利益互动而来[7]。
对于地方的利益诉求,无论是出于税收还是保护地方企业的考虑,都应该理性看待、科学引导,单纯地进行道德谴责解决不了问题。
供需形势等多种条件因素下,部分受端省份的火电相比外来的可再生能源电力可能更具价格优势。
受端省份对“外来电”的质量也存在担忧。
甘肃风电需要配套调峰电源才能外送,四川小水电出力的不稳定则是“雅中直流”落点迟迟不能确定的因素之一[8]。
针对以上情况,科学的应对措施包括完善价格机制、设定跨区跨省送电质量标准、建立使用可再生能源电力的法律义务(配额制)等。
而凭空要求具备可再生能源电力消纳市场空间的省(区、市)“积极接纳区外输入可再生能源电力,主动压减本地区燃煤发电,为扩大可再生能源利用腾出市场空间”[9]则难免沦为政治口号,同时有违“发挥市场在资源配置中的决定性作用”这一基本原则。
4.2“计划+市场”长期双轨运行不利于可再生能源的消纳
从市场的角度,“计划+市场”双轨制下本应统一的市场被人为分割,中长期和现货市场均未设置适合可再生能源的量价机制,辅助服务市场亦未形成长效机制,促进消纳作用有限。
双轨制于电力市场本身的弊端在“市场方面”一章已论述,在此不再赘述。
从行业管理的角度,“计划+市场”双轨制是电力体制改革过程中的过渡期设置,是维稳的手段而非改革的目的。
错把手段当目的,以计划性的行业管控为刚性约束则是本末倒置,不仅会巩固以省为实体的管电体制,还会加深政府职能的缺位和错位。
改革应始终坚持加强市场配置资源能力的方向,政府应不断放开对发用电的直接管控,转而加强电力市场的设计、行业政策的制定和对市场的事中、事后监管。
从行业规划的角度,“计划+市场”双轨制有碍政府规划职能的转型和完善。
源、网、荷等各类规划间的不协调是造成可再生能源消纳困难的主要原因之一,而行业内存在冗余却不能有效优胜劣汰的根本原因是政府包办。
规划失误,计划兜底,大家买单——计划电的存在弱化了市场竞争对政府和市场主体的反馈。
错位的规划培育出无效的市场、无能的行业主体,也让政府背上无限的负担。
相反,科学合理的政府规划应专注市场不能解决的“公共领域”[10],包括市场活动的外部性、技术的不确定性、信息的不对称或经济全球化的系统性风险等。
从系统运行的角度,“计划+市场”双轨制下电力调度机构既承担空前的技术压力,也拥有更广泛的、定位更模糊的公权力,在组织机构不独立、信息披露不充分、政府监管不到位的情况下,存在公权力滥用的风险。
调度要同时执行计划电和市场电,既要安排又要落实发用电曲线,在输电通道能力预测、安全校核、交易出清、偏差考核、辅助服务补偿费用分摊等环节具有超过一切其他行业主体的技术和信息优势,实质上形成了对行业重要公共资源的垄断。
鉴于调度机构的公共职能定位,这里的垄断是合理的,垄断也并不一定滥用,关键在于使调度机构的利益与行业公共利益相一致的组织架构和对调度行使职权过程的有效监管。
然而现状下,调度机构属于电网企业的职能部门,“人财物”受电网企业管理,其能否保持中立有待考证。
同时,成熟的电力市场要求调度与交易高度协同,现状下交易单独分离,仅实现“相对独立”,实际上难免被掣肘,受制于调度机构甚至电网企业的诉求。
尽快摆脱计划电,有助于促进调度职能的聚焦和细化并接受专业化的监管,有助于实现调度机构的独立和交易的公平公正,也有助于信息披露和行业发展的健康透明。
[1]西北区域新能源发展规划及运行监管报告
[2]创新公益加市场的水电电价机制,中国水力发电工程学会副秘书长张博庭
[3]最新研究报告《中国风光发电平价上网:
路径及政策建议》发布
[4]数据来自国家电网公司。
[5]《解决弃水弃风弃光问题的实施方案》,由国家发展改革委、国家能源局印发
[6]一个经济学公式告诉你为啥现行政策下弃风无解
[7]吴疆谈新电改:
妄图固化利益格局是不可能的
[8]透视雅砻江中游外送难题
(一)、透视雅砻江中游外送难题
(二),“南方能源观察”词汇网文章。
[9]《解决弃水弃风弃光问题的实施方案》,由国家发展改革委、国家能源局印发
[10]“张树伟:
将战场指挥官型电力规划改造为社会公共品”,
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