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我国可再生能源配额制考核方法有何缺陷?
发布者:lzx | 来源:中国能源报 | 0评论 | 646查看 | 2019-08-23 13:45:13    

从2017年开始,我国开始在政策层面酝酿可再生能源配额制,即规定可再生能源在电力结构份额中的比重。经过2018年3月和9月两轮征求意见,配额制最终在2019年5月以“电力消纳保障机制”的形式正式出台。但目前的“电力消纳保障机制”绿电与绿证不分,从而引发割裂统一电力市场、技术上难以在小地理范围内实施等突出问题,亟待引起关注。


今年5月,国家发展改革委、国家能源局联合发文,正式实施《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》(下称“《通知》?#20445;?#26377;效期5年,标志着配额制的落地。《通知?#26041;?#23545;于消费者高度同质化的电力划分成了“绿电”及其他电力。具体来讲,绿电包括风光水等可再生能源,其他电力则是煤电、气电等传统化石能源。


根据《通知》,各地将以电力占比的方式考核,如北京绿电比重2020年必须达到11%,四川、云南等清洁能源比重高的省份比重则需要达到80%。各省份可通过多种方式完成配额。其中最为复杂的,当属区域外输入的可再生能源电量如何计量的问题。通知的附件1给出了详细的说明,大体是要?#37213;?#21435;追踪电力线路潮流上的“风电”还是“煤电”的成分,从而对外来电进行解析确定。


不?#19994;?#26159;,这种方式混淆了绿证与绿电的概念,给配额制的落地造成了巨大障碍。事实上,绿证与绿电(应该)是完全不同的两个市场——一个交易的是证、一个交易的是电,是完全是不同的商品。对于消费者而言,电力,无论是来自于风电还是火电,其完全是均一无区别的。我们的改革目标往往是要建立二者共同的统一竞争市场,以表征其无区别的市场价值;而绿证,是通过建立绿证交易市场,通过“证”的稀缺性来表征可再生能源的环境价值。市场价值与环境价值,不能混为一谈。


从实际考核来看,关键工作量在于确定那些大容量跨区线路的潮流跟踪。而这些线路,往往既不考虑送出地需求,如四川曾经在丰水期还因此出现用电紧张局面,也不考虑受电区的需求变动,如晚上负荷低谷期间还大量送,造成?#38236;?#26426;组深度调峰,是完全僵化的电力交易方式,亟需要改变。这不仅影响我国电力系统运行经济效率,也直接导致配额制的给电力划成分测算进一步割裂市场。它成为与之前“能源消费总量”控制无异的单纯行政手段——中央政府对省级政府的考核。再往下的小地理尺度,这种电力潮流划成分在技术上也会变得完全无法操作,所以政策设计者把这个“锅”甩给了电网公司,名曰“电网公?#23616;?#23548;所属省级电力公司依据有关省级人民政府批准的配额实施方案,负责组织经营区内各承担配额义务的市场主体履行可再生能源电力配额义务”。


这种外送方式,完全不应该成为需要追求的“目标”。事实上,早在2017年4月,国家能源?#20013;?#33021;源司负责同志就发表文章,谈?#26376;?#35777;与配额制的思考。关于绿证还是绿电的问题,他明确阐述了为何不能通过新能源项目直购电(也就是目前绿电方式)来完成配额考核:


我国目前对新能源发电实行的是两部制标杆电价政策,具体操作上包括两部分电价,即燃煤标杆电价加补贴。新能源发电项目与电网实?#24335;?#31639;的只是燃煤标杆电价部分,补贴部分由全网分摊征收附加?#24335;?#35299;决。在这样的机制下,新能源发电企业与购电企业的结算收入只能体现所购电力的电力一般商品属性,不能体现电力的清洁低碳属性。


区分一度电是煤电还是新能源发电的主要标志就是是否由财政?#24335;?#32467;算补贴。而绿色电力证书是对补贴?#24335;?#37096;分的直接替代,且具有可以追溯的全部电力属性信息。因此对于自愿或者强制使用绿色电力的消费者,只有完成了绿色证书的购买,才能被确认为实现了绿色电力的消费。


事实上,配额制政策设计的第二个征求意见版本,是根据这种思路形成的,在我?#24378;?#26469;是正确的。最终版本为何出?#20540;?#36864;,内部出现了何?#20013;?#30340;考量,我们不得而知。


从更大层面的电力系统市场化改革来看,消灭长距离大容量的僵直外送恰恰是改革最为迫切的目标,因为它造成了送受两端的不灵活与经济无谓损失。这种远距离传输,往往不参与?#38236;?#24179;衡,以点对点、点对网的方式进行;由于要提高线路利用率,因此在很大程度上是做负荷地区的基荷,也不随受端地区的电力供需形势灵活变化。受电地区存在着诸多的?#38236;?#30005;源,包括零成本与低可变成?#38236;?#30005;源(?#28909;?#26680;电)。在负荷低谷阶段,放着这些电源不用,而用存在可观输电成?#38236;?#22806;来电(一般超过1500公里,即使满负荷运行,要在0.1元/kWh左右),是一?#32456;?#20307;经济损失,意味着整个受电区的系统成本不是最小化的。从经济价值的角度,这种送出完全没有实时反映电力的价值(避免的成本),也就是随着负荷的波动而输送灵活可变的电力。在受电端需求高峰的时候价值大,输送多;在需求低谷的时候完全缺乏价值,输送少甚至是零。东部地区不需要这种“打捆”外来电,而只需要高峰电力而已。


按照目前配额制对这种“打捆”方式的确认,相当于用环境价值的幌子,兜售经济价值很低的基荷送电。如果这么去核算所谓可再生能源配额,这个政策将完全落入旧的运行方式的“窠?#30465;保?#25104;为运行无效率体系的工具性政策。


配额制体系建设的目标,应该是建立配额制交易市场,定位于交易层面、增加可再生能源收益的政策工具,与可再生能源价格政策的功能类似,而不是进一步给各个电源类型“划成分?#20445;?#31867;似给?#38236;?#30005;与外送电划成分),加深电力统一运行市场的即?#20449;?#26354;,干预电力市场经济有效运行的目标。弃风限电问题的解决,需要经济效率作为明确的价值标准,而不能是?#26696;?#23450;就是本事?#20445;?#29992;更无效的僵直外送去解决。


建设统一电力市场是电力体制改革的关键任务。在其他额外与辅助性政策设计之初,必须尊重电力统一市场是更高原则的基本思路。当务之?#20445;?#26159;取消不负责系统平衡却专门制造不平衡的所谓国调,以及?#27807;追?#38500;“点对网”、“点对点”的电力僵直外送。


实现两个并列市场(电力市场与绿证市场)的协调,而不是互相扭曲,要求配额制考核的产品是绿证,而不是既无法确切追踪、又不能体现额外(于电力价格)价值的绿电。有关部门应该立即停止有缺陷的基于目前方法论测算的所谓各省可再生能源消纳比重,而代之以有价格有市场的绿证数量来考核是否达标。

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