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汤姆影视入口tom1169

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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。

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,在我们看来是正确的。最终版本为何出现倒退,内部出现了何种新的考量,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,往往不参与本地平衡,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本地电源,包括零成本与低可变成本的电源(比如核电)。在负荷低谷阶段,放着这些电源不用,而用存在可观输电成本的外来电(一般超过1500公里,即使满负荷运行,要在0.1元/kWh左右),是一种整体经济损失,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。

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