可再生能源配额制:为何政策设计出现“负学习”

  发布时间: 2019年09月28日 06:52:06   作者: 广丰能源网

  “负学习”(negative learning)本来是一个教育与认知领域的词汇,指的是知识与能力并没有随着学习进程而有效提升。在能源与气候变化领域,由于经济、能源、大气循环和生态圈存在着诸多的不确定性,“负学习”问题也被广泛讨论,指的是随着信息与讨论的增多,基本的专家信念偏离“真值”的程度没有减少,反而增加或者持续处于分歧之中。

  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。最终在2019年5月以“电力消纳保障机制”的形式正式出台。分析整个过程,我们也发现了这种“负学习”现象——目前的政策设计进一步割裂本地与外送统一市场,在省级大尺度以下地理范畴技术上无法实施。但是,在最初的讨论与某些征求意见版本中,却存在着与竞争性电力市场配套的“配额制”政策非常相似的设计。

  本文即对政策设计、制定以及征求意见的过程进行初步的回顾与分析,希望引发更多的讨论。

  2017-2019年“电力消纳保障机制”的政策设计与讨论

  2017年初,发改委、财政部、国家能源局联合发文,决定自2017年7月1日起试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度,并计划自2018年起适时启动可再生能源电力配额考核和绿色电力证书强制约束交易。

  2018年3月23日国家能源局曾经发布《可再生能源电力配额及考核办法(征求意见稿)》,此为第一轮征求意见;当年9月13日,国家能源局新一轮可再生能源配额制征求意见,此为第二轮征求意见。2019年5月10日,国家发展改革委与国家能源局联合发文(发改能源〔2019〕807号),正式开始实施《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》,有效期5年。

  最终的配额核算方式会加剧电力市场割裂,影响统一市场经济效率

  2018年第一版本的可再生能源电力发展监测指标核算方法,试图将“省送省”、“省送区域”的电量,即使是交流线路,也要划出哪部分是风电,哪部分是煤电。这种方式,在省级层面需要追踪电源的具体类型,在核算上存在着诸多的简化(意味着误差,甚至是错误),在平衡区内更小尺度上(比如省内的2个售电公司)完全无法操作。对于消费者高度均一的电力消费,被划“成分”分成了“绿电”与其他电力。

  这种方式,混淆了绿电市场(这个应该从属于电力统一市场,从而获得更好的市场效率)与绿证市场,跟理论与实践中通行的“可再生能源配额制”可以说一毛钱关系都没有。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(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(晚上负荷低谷期间还大量送,造成本地机组深度调峰),属于十足的特权僵直外送垃圾电。这是影响我国电力系统运行经济效率的重要因素。

  而所谓长距离输电线路“优先输送可再生能源”的说法,技术上不完全可行,经济上不相干,后验证无法衡量,破坏目标中的电力统一市场——先本地平衡,再外送。这种情况下,缺乏绿证市场,而试图用这种配额制目标去影响系统运行,而不是通常意义上的系统新增电源类型选择,这的确很中国特色。如果系统运营者借此把“打捆”概念私货再一次塞进这个体系(东部需要的是高峰电力,不是基荷),那这个政策将完全落入旧的运行方式的“窠臼”,成为旧有运行无效率体系的工具性政策。

  但是,恰恰是这种核算方式,成为了最终实施方案的选择。尽管,在此之前的市场设计,特别是2018年9月第二版征求意见稿,曾经出现几乎正确的设计方案。

  2017年与第二版的政策设计却与此截然不同

  事实上,早在2017年4月,国家能源局新能源司负责同志就在《中国能源报》发表文章,谈对绿证与配额制的思考。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际结算的只是燃煤标杆电价部分,补贴部分由全网分摊征收附加资金解决。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资金结算补贴。而绿色电力证书是对补贴资金部分的直接替代,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。

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