限電絕癥：風電是否難逃一死？

2016-02-22 來源：中國能源報

　　造成風電棄風的原因主要表現(xiàn)在：一是電源調(diào)峰能力受限。我國“三北”地區(qū)電源結(jié)構(gòu)以煤電為主，其中供熱機組又占有較大比重，冬季為了滿足供熱需求，供熱機組調(diào)峰能力有限。目前，東北以及華北局部地區(qū)的棄風，都主要受這一因素的影響，且新疆、內(nèi)蒙古等地區(qū)大量自備電廠甚至不參與系統(tǒng)調(diào)峰。二是配套電網(wǎng)規(guī)劃建設(shè)滯后，省區(qū)間和網(wǎng)間外送消納受限。配套電網(wǎng)規(guī)劃建設(shè)滯后于風電項目并網(wǎng)運行的需求，是造成目前一些局部地區(qū)棄風的重要原因。如新疆達坂城地區(qū)是新疆風電建設(shè)的重點區(qū)域，當?shù)佧}湖220kV變電站和東郊750kV變電站改擴建施工，影響了風電的送出，造成了7億kWh的棄風。

　　盡管2014年我國平均風電棄風率8%，較之2013年有所降低，但風電利用小時數(shù)也同比下降了160h，風電棄風問題在本質(zhì)上并沒有改善。造成棄風率變小的重要原因是2015年是“小風年”，來風情況整體偏小，但某些重點地區(qū)限電問題仍然突出。如：吉林省、河北省張家口地區(qū)、蒙西地區(qū)、黑龍江、甘肅棄風限電情況仍很嚴重，棄風限電比例均在10%以上，其中吉林省、新疆棄風率高達15%。

　　目前全國“棄光”問題并不普遍，較嚴重的地區(qū)主要集中在甘肅省酒泉、敦煌和青海格爾木等部分地區(qū)，局部地區(qū)“棄光”比例超過20%。造成棄光問題的直接原因有：一是西北地區(qū)光伏電站建設(shè)速度明顯加快，與輸電網(wǎng)和市場缺乏配套。二是部分西北地區(qū)光伏電站建設(shè)缺乏統(tǒng)籌規(guī)劃，存在一定的無序現(xiàn)象;三是光伏發(fā)電建設(shè)規(guī)模與本地負荷水平不匹配，市場消納能力有限，同時電站建設(shè)與配套電網(wǎng)的建設(shè)和改造不協(xié)調(diào)等原因，致使光伏電站集中開發(fā)區(qū)域出現(xiàn)了一定程度的“棄光”現(xiàn)象。

　　1.3、棄水棄風棄光的根本原因

　　從深層次上看，棄水、棄風、棄光問題反映了我國現(xiàn)行電力發(fā)展和運行模式越來越不適應(yīng)新能源的發(fā)展，反映了我國電力運行機制、電力市場體制的深層次矛盾。主要體現(xiàn)在下面幾方面。

　　一是電力系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)表現(xiàn)能力較弱，現(xiàn)有靈活性未能充分挖掘

　　我國電源結(jié)構(gòu)以常規(guī)火電為主，特別是風電富集地區(qū)更加突出。盡管火電調(diào)峰深度和速度都不及水電、燃氣機組，但目前我國火電機組(熱電機組)的調(diào)峰現(xiàn)狀遠低于國際水平，仍沿用20世紀80年代初的火電調(diào)節(jié)指標進行運行考核，大量中小火電機組、熱電機組仍舊采用傳統(tǒng)技術(shù)方案和運行方式，沒有針對新的需求進行改造升級提升靈活性，技術(shù)潛力沒有充分釋放，遠低于國際領(lǐng)先水平。同時國際經(jīng)驗證明，需求側(cè)響應(yīng)是增加電力靈活性的重要手段，但我國需求側(cè)響應(yīng)還處于研究示范階段，未能發(fā)揮真正作用。

　　二是電力運行調(diào)度傳統(tǒng)的“計劃”方式無法適應(yīng)新能源的發(fā)展

　　目前，電力運行調(diào)度很大程度上延續(xù)傳統(tǒng)計劃方式，各類電廠年運行小時數(shù)主要依據(jù)年發(fā)電計劃確定，各地經(jīng)濟運行主管部門甚至對每一臺機組下達發(fā)電量計劃，由于火電年度電量計劃為剛性計劃，火電企業(yè)和地方政府不愿意讓出火電電量空間，調(diào)度為了完成火電年度計劃不得不限制可再生能源發(fā)電的電量空間。這種“計劃”方式，不能適應(yīng)新能源波動性特點和需要，無法保障可再生能源發(fā)電優(yōu)先上網(wǎng)。

　　三是電網(wǎng)輸送通道難以滿足可再生能源電力發(fā)展需求

　　我國水電、風電、光伏主要集中開發(fā)投產(chǎn)在西部低負荷地區(qū)，在當?shù)叵{的同時，仍需要外送，而在現(xiàn)有電力電網(wǎng)規(guī)劃、建設(shè)和運行方式下，電源電網(wǎng)統(tǒng)籌協(xié)調(diào)不足，電力輸送通道在建設(shè)進度、輸送容量、輸送對象上都難以滿足可再生能源電力發(fā)展需求。

　　四是可再生能源電力消納市場和機制沒有完成落實

　　未來隨著西南和三北地區(qū)水電、風電、太陽能發(fā)電開發(fā)規(guī)模繼續(xù)增長，市場消納空間逐漸成為可再生能源消納的最大瓶頸，現(xiàn)有以“電量計劃”、“固定價格”、“電網(wǎng)壟斷”等為特征的體系已不能適應(yīng)可再生能源發(fā)展。水電的“豐余枯缺”特點和風電的“波動性”在現(xiàn)有機制框架下，僅靠本地運行調(diào)度優(yōu)化已經(jīng)不能解決市場消納問題，需依賴更大范圍市場消納。而目前我國的電力運行管理總體是以省為實體進行管理，同時跨省跨區(qū)輸送未納入到國家能源戰(zhàn)略制定的長期跨地區(qū)送受電計劃中，各地對接納可再生能源積極性不足。

　　五是電力市場化程度低、監(jiān)管和法律建設(shè)弱

　　由于我國電力體制改革仍沒完成，大量自備電廠不承擔電力調(diào)峰責任，電力調(diào)峰等輔助服務(wù)機制不健全。盡管《可再生能源法》規(guī)定，“優(yōu)先調(diào)度和全額保障性收購可再生能源發(fā)電”，但可再生能源優(yōu)先調(diào)度受到原有電力運行機制和剛性價格機制的限制，難以落實節(jié)能優(yōu)先調(diào)度等行政性規(guī)定。其次，目前我國電網(wǎng)企業(yè)既擁有獨家買賣電的特權(quán)，又通過下屬的電力調(diào)度機構(gòu)行使直接組織和協(xié)調(diào)電力系統(tǒng)運行，擁有電網(wǎng)所有權(quán)和經(jīng)營、輸電權(quán)，具有壟斷性，不利于市場主體自由公平交易。

　　二、未來我國可再生能源并網(wǎng)消納形勢嚴峻

　　按《能源發(fā)展“十二五”規(guī)劃》，2015年我國非化石能源占一次能源消費比重應(yīng)達到11.4%，比2010年提高2.8%。但實際上“十二五”前三年發(fā)展相對較慢，非化石能源消費比重年均增長0.45個百分點，累計提高1.2%，僅完成規(guī)劃目標的43%。要實現(xiàn)2020年的15%非化石能源比重目標，必須在  2015年和“十三五”期間年均增加0.7個百分點，而加快發(fā)展水電、風電、太陽能發(fā)電是保障實現(xiàn)非化石能源發(fā)展目標的主要途徑?！赌茉窗l(fā)展戰(zhàn)略行動計劃  (2014-2020年)》提出要大力發(fā)展可再生能源，到2020年力爭常規(guī)水電裝機達到3.5億kW左右，風電裝機達到2億kW，光伏裝機達到1億kW  左右。我國提出到2030年非化石能源比重提升到20%的目標，到2030年二氧化碳達到峰值，為此必須進一步提高可再生能源發(fā)展規(guī)模。

　　2.1、未來風光水火電力市場矛盾更加突出

　　隨著我國經(jīng)濟發(fā)展進入新常態(tài)，電力需求也將從兩位數(shù)增速進入中高速增長時代，煤電小時數(shù)下降也將成為“新常態(tài)”，風光水火矛盾更加突出，2014年全國  6000kW及以上電廠設(shè)備發(fā)電設(shè)備平均利用小時4286h，同比減少235h，其中：火電4706h，同比降低314h。不僅遠低于2004年  5991h的最高水平，而且也低于前三次“破五”的平均水平(4905h)02015年1-11月，全國發(fā)電設(shè)備累計平均利用小時繼續(xù)同比減少309h，火電設(shè)備平均利用小時同比減少355h?；痣姍C組利用小時“跌破5000h”，在一定程度上意味著傳統(tǒng)發(fā)展模式下的電力產(chǎn)能過剩，發(fā)電量的減少和營業(yè)收入的下降，也意味著發(fā)電市場競爭加劇，未來風光水火的市場矛盾會更加突出。

　　2.2、核心矛盾已轉(zhuǎn)向市場空間竟爭和電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型

　　隨著可再生能源開發(fā)利用規(guī)模不斷增加，可再生能源已從補充化石能源供應(yīng)的階段，進入到大范圍增量替代、區(qū)域性存量替代階段，與整個能源電力體系的關(guān)系不斷深化復(fù)雜。可再生能源項目在項目布局、電力市場空間、輸電通道利用等方面與傳統(tǒng)化石能源的矛盾沖突不斷增加。大規(guī)模水電、風電和太陽能發(fā)電并網(wǎng)消納的核心矛盾已從調(diào)峰問題升級為市場空間競爭、電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型問題，按照前幾年不改變現(xiàn)有市場格局、保障火電發(fā)電小時數(shù)的基礎(chǔ)上為可再生能源電力增加市場消納空間的方式不能為繼，必須在全國電力市場和能源系統(tǒng)層面統(tǒng)籌解決。

　　2.3、實現(xiàn)可再生能源發(fā)展目標將存在巨大挑戰(zhàn)

　　隨著可再生能源開發(fā)規(guī)模和比例的明顯上升，原來以常規(guī)電力為基礎(chǔ)的電力體系、運行機制、管理體制對可再生能源發(fā)電的制約作用日益突出，在目前風電裝機不到1  億kW，光伏裝機不足2500萬kW的情況下，棄風棄光尚且如此，若要實現(xiàn)2020年風電發(fā)電量翻一翻多的目標，不對電力系統(tǒng)運行方式和市場機制做出根本性變革，則可再生能源發(fā)展面臨的矛盾和障礙將日益嚴峻，實現(xiàn)未來可再生能源目標將存在巨大挑戰(zhàn)。

　　三、近期電力運行創(chuàng)新試點建議

　　從目前風電、光伏發(fā)電占我國電力裝機和電量的比重來看，根據(jù)歐洲可再生能源發(fā)展先進國家和我國局部地區(qū)的實踐經(jīng)驗，只要采取有效措施，應(yīng)該能夠緩解目前和近期水電、風電、光伏發(fā)電的市場消納問題。2015年11月，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布了《關(guān)于推進電力市場建設(shè)的實施意見》等六個電力投資改革配套文件，標志著2015年3月頒布的《關(guān)于進一步深化電力體制改革的若十意見》(中發(fā)【2015】9號)進入實施階段。建議近期(2017年前)應(yīng)加強電力系統(tǒng)運行創(chuàng)新和綜合試點，重點采取以下措施：

　　3.1、建立適應(yīng)可再生能源發(fā)展需求的電力運行調(diào)度機制

　　因各國國情不同，實現(xiàn)風電等可再生能源優(yōu)先上網(wǎng)的方法存在差異。在競爭性電力市場中，由于可再生能源電力有政府補貼，風電等優(yōu)先上網(wǎng)是通過低價參與市場競爭的方式來實現(xiàn)的，甚至可以零報價(電力市場不是按各自報價而是按市場出清價進行結(jié)算)。我國尚未建立競爭性電力市場，但必須按照法律規(guī)定采取各種可能措施全額保障收購來實現(xiàn)風電等可再生能源優(yōu)先上網(wǎng)，建立適應(yīng)我國電源結(jié)構(gòu)和電力體制的新型調(diào)度機制和管理辦法。

　　建議在取消“發(fā)電量年度計劃”  前，精細優(yōu)化確定運行計劃，在年度發(fā)電量計劃中全額考慮可再生能源發(fā)電量計劃;優(yōu)化系統(tǒng)備用容量配置方法，在考慮風電功率預(yù)測誤差的基礎(chǔ)上，盡可能為風電留出足夠的消納空間;明確風電功率預(yù)測預(yù)報技術(shù)在電力體系運行中的地位和作用，明確調(diào)度機構(gòu)、電網(wǎng)公司、風電場的各自責任和義務(wù)，建立以電網(wǎng)側(cè)負責、風電場提供必要配合的風電功率預(yù)測系統(tǒng);在風電集中開發(fā)地區(qū)，建立風電場與供熱、高載能、農(nóng)業(yè)排灌等可調(diào)節(jié)用電負荷、大電力用戶和電力系統(tǒng)的協(xié)調(diào)運行機制，挖掘需求側(cè)響應(yīng)潛力;修訂火電運行技術(shù)規(guī)范，推進試驗示范和技術(shù)標準升級，提高和釋放電力系統(tǒng)靈活性。

　　3.2、統(tǒng)籌規(guī)劃、同步建設(shè)配套電網(wǎng)和靈活電源

　　隨著國務(wù)院簡政放權(quán)工作的推進，規(guī)劃的指導(dǎo)作用越來越重要，需發(fā)揮好能源規(guī)劃對可再生能源科學發(fā)展的引導(dǎo)作用，進一步完善能源規(guī)劃管理體系，統(tǒng)籌協(xié)調(diào)國家規(guī)劃與地方規(guī)劃、總體規(guī)劃與專項規(guī)劃以及各類專項規(guī)劃，強化規(guī)劃的引導(dǎo)作用。電網(wǎng)企業(yè)規(guī)劃、地方規(guī)劃應(yīng)服從國家規(guī)劃，堅持電源項目開發(fā)與電網(wǎng)建設(shè)協(xié)調(diào)發(fā)展，加大電網(wǎng)企業(yè)執(zhí)行政府規(guī)劃的落實力度，合理確定可再生能源開發(fā)速度和規(guī)模，確保各級規(guī)劃的協(xié)調(diào)一致與執(zhí)行到位。

　　堅持“電源開發(fā)促進電網(wǎng)建設(shè)，電網(wǎng)建設(shè)引導(dǎo)電源開發(fā)”。按照“統(tǒng)籌規(guī)劃、合理布局、適當超前、分步實施”原則，加強可再生能源發(fā)電輸送通道的規(guī)劃建設(shè)，確保順利送出和電網(wǎng)穩(wěn)定。建議地方政府在核準項目建設(shè)時，盡量在一個文件中同步核準配套的輸電設(shè)施建設(shè)，避免出現(xiàn)因為輸電設(shè)施建設(shè)不及時造成的棄風限電問題。

　　三北地區(qū)可再生能源規(guī)劃應(yīng)當以消納和送出為核心目的和內(nèi)容。優(yōu)先開發(fā)資源豐富，靠近負荷中心，電網(wǎng)輸送能力強、落地點明確、網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)完善的地區(qū)。建議通過提前統(tǒng)籌規(guī)劃“可再生能源區(qū)”的方式加快跨省、跨區(qū)域外送通道建設(shè)，并通過跨區(qū)域、跨流域的調(diào)度方式，確?？稍偕茉醋畲笙薅壬暇W(wǎng)。

　　以可再生能源電力輸送優(yōu)先為基本原則，加強骨十網(wǎng)建設(shè)，主要是適應(yīng)大規(guī)模跨大區(qū)可再生能源輸電需要的高電壓等級的骨十網(wǎng)架建設(shè)，設(shè)置可再生能源電力輸送的最低比例。在國家批復(fù)建設(shè)的十二條貫穿中國東西部的輸電通道的規(guī)劃、可研和設(shè)計中應(yīng)明確輸送可再生能源電力的最低比例，并在實際運行中優(yōu)先安排可再生能源電力出力，切實注重發(fā)揮清潔能源電力的結(jié)構(gòu)優(yōu)化作用。

　　3.3、探索推進電力市場消納機制創(chuàng)新

　　推進東北電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場的探索實踐，堅持可再生能源優(yōu)先并網(wǎng)消納的原則和法定權(quán)益，在科學、公平、透明確定機組靈活調(diào)峰能力和技術(shù)標準的基礎(chǔ)上，建立輔助服務(wù)市場化補償機制，擴大跨省補償交易范圍，通過市場手段挖掘常規(guī)電源調(diào)峰潛力。通過試點電力用戶向發(fā)電企業(yè)直接購電，逐步探索放開用電選擇權(quán)，探索推進新能源發(fā)電直接售電。

　　盡快改變電網(wǎng)公司的盈利考核指標和機制，引入電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)可再生能源電力消納評價考核指標，出臺切實可操作的可再生能源電力配額制。打破目前以鄰為壑的以省為主體的電力市場管理方式，探索聯(lián)絡(luò)線交易新模式，可通過替代發(fā)電、流域梯級電站補償、送受電雙方中長期戰(zhàn)略合作等途徑建立健全利益調(diào)節(jié)機制。

　　推進熱電廠盈利模式改革創(chuàng)新，釋放熱電廠靈活性。建議經(jīng)營性用熱和居民用熱要分開，實行不同的制度設(shè)計;居民用熱實行階梯熱價，分戶計量;嘗試打破長期實行的熱源、熱網(wǎng)分段經(jīng)營體制，鼓勵和支持“廠(站)網(wǎng)一體，直管到戶”的一體化經(jīng)營模式，減少供熱中間環(huán)節(jié)。

　　加強配電網(wǎng)規(guī)劃建設(shè)升級，規(guī)模大的分布式光伏發(fā)電應(yīng)用(示范)區(qū)應(yīng)同步制定相應(yīng)的智能配電網(wǎng)建設(shè)方案，建設(shè)雙向互動、控制靈活、安全可靠的配電網(wǎng)系統(tǒng)。在“東北”“西北”“華北”有條件區(qū)域，加快抽蓄等靈活調(diào)節(jié)電源建設(shè)。

　　3.4、加強棄水棄風棄光和并網(wǎng)接入服務(wù)監(jiān)管與考核

　　建議盡快制定可再生能源并網(wǎng)運行和優(yōu)先調(diào)度管理辦法，實施可再生能源電力全額保障性收購管理辦法，嚴格落實可再生能源電力優(yōu)先上網(wǎng)的政策體系，依法保障新能源發(fā)電企業(yè)的合法權(quán)益。應(yīng)根據(jù)《可再生能源法》和《電力監(jiān)管條例》規(guī)定，制定并適時出臺統(tǒng)一規(guī)范的可再生能源發(fā)電項目接入系統(tǒng)與并網(wǎng)驗收管理辦法，明確電網(wǎng)企業(yè)辦理接入電網(wǎng)和并網(wǎng)驗收工作的流程、時限要求，規(guī)范可再生能源接入并網(wǎng)工作，滿足可再生能源發(fā)展需要。

　　盡快建立約束制度和監(jiān)管機制，加大對可再生能源電力并網(wǎng)運行和全額保障性收購的監(jiān)管力度;對電網(wǎng)企業(yè)未執(zhí)行有關(guān)規(guī)定造成的棄風棄光進行認定，并給予處罰。電網(wǎng)有限公司應(yīng)當按照《電力企業(yè)信息披露規(guī)定》的要求，采取有效措施，向可再生能源發(fā)電企業(yè)及時披露信息，嚴格按照“三公”調(diào)度原則開展調(diào)度工作。

　　3.5、啟動建設(shè)運行機制綜合改革試點結(jié)合電力改革試點工作

　　建議在可再生能源消納壓力大區(qū)域，建設(shè)清潔能源并網(wǎng)技術(shù)和運行機制創(chuàng)新示范區(qū)。在內(nèi)蒙古、新疆、甘肅、東北三省等地區(qū)，新增用電需求難以滿足消納新增可再生能源發(fā)電需求，必須存量中為可再生能源發(fā)電爭取市場空間。在新增和現(xiàn)有輸電通道規(guī)劃、設(shè)計、計劃和調(diào)度中，也需要優(yōu)先保障輸送水電、風電和太陽能發(fā)電。在  “十三五”前期(2017年以前)，在可再生能源消納壓力大的上述省區(qū)全面建成可再生能源優(yōu)先調(diào)度示范區(qū)，并在全國開始推廣實施可再生能源優(yōu)先調(diào)度。

　　四、全面推進能源轉(zhuǎn)型和現(xiàn)代電力市場建設(shè)

　　可再生能源發(fā)展較好的各國經(jīng)驗表明，以市場化為導(dǎo)向的體制機制變革是促進包括新能源在內(nèi)的能源與電力發(fā)展的必然要求和共同趨勢，變革核心內(nèi)容是建立開放、競爭、有序的現(xiàn)代市場體系。我國大力發(fā)展可再生能源必須堅持推進市場化導(dǎo)向電力改革，并建立保障市場發(fā)揮決定性作用的公共電網(wǎng)平臺、電力管理體制和相關(guān)法律法規(guī)體系。

　　4.1、加快推動能源和電力發(fā)展轉(zhuǎn)型

　　從長遠看，我們必須按照建設(shè)生態(tài)文明和美麗中國的戰(zhàn)略決策，凝聚社會共識，堅持發(fā)展可再生能源的方向不動搖，加快制定長期低碳清潔能源轉(zhuǎn)型戰(zhàn)略，明確  2030年、2050年的可再生能源等清潔能源發(fā)展目標，科學制定中長期發(fā)展規(guī)劃，建立國家能源統(tǒng)籌協(xié)調(diào)機制，整體推動可再生能源發(fā)展。

　　推動能源財稅政策和價格形成機制改革，形成推動可再生能源發(fā)展的長效支持機制和公平競爭環(huán)境。一是要建立反映資源稀缺性、環(huán)境成本的能源價格形成機制。二是積極利用資源環(huán)境稅、碳稅等建立促進可再生能源發(fā)展的長效資金支持機制。

　　進一步推動電力電網(wǎng)系統(tǒng)升級轉(zhuǎn)型，加快發(fā)展智能電網(wǎng)。建成適應(yīng)和支撐可再生能源發(fā)展的新型電力系統(tǒng)。構(gòu)造新型電力系統(tǒng)功能結(jié)構(gòu)。風電、太陽能發(fā)電等可再生能源的比重將顯著上升成為主力電源，分布式可再生能源發(fā)電也實現(xiàn)普遍應(yīng)用，而煤電、天然氣發(fā)電等常規(guī)電源的比重將下降成為調(diào)峰電源甚至備用電源，電網(wǎng)更加注重公益性、服務(wù)性功能。

　　4.2、全面推進電力市場化改革

　　參考西班牙、丹麥等國經(jīng)驗，在推進競價上網(wǎng)的同時，適時改革可再生能源發(fā)電補貼機制，把可再生能源固定上網(wǎng)電價(FIT)轉(zhuǎn)變?yōu)?ldquo;市場電價+溢價補貼(FIP)”，實現(xiàn)市場競爭機制與扶持政策的結(jié)合。

　　電力運行調(diào)度方式改革必須與電力市場機制、特別是電價形成機制改革相結(jié)合，形成由市場供需和邊際成本決定市場價格的機制，通過競爭方式安排各類機組的發(fā)電次序，取消發(fā)電量計劃管理制度。以市場價格和節(jié)能調(diào)度代替標桿電價和發(fā)電量計劃，改變傳統(tǒng)火電行業(yè)的規(guī)模擴張驅(qū)動和發(fā)展模式。

　　建立相互開放的、跨省區(qū)的全國性電力市場。以跨省跨區(qū)交易平臺為突破口，以放松價格管制為前提，大力推進市場交易機制建立，涉及省份的發(fā)電、用戶等市場主體直接進入平臺開展報價的自主交易，打破以鄰為壑，有序推進跨區(qū)交易，建立相互開放的、跨省區(qū)的全國性電力交易市場。

　　要順應(yīng)電力市場發(fā)展趨勢和分布式發(fā)電需要，消除市場準入限制，放開售電側(cè)市場，盡快由電網(wǎng)統(tǒng)購統(tǒng)銷轉(zhuǎn)變?yōu)樽杂少徥垭姾妥园l(fā)自用，允許具有資質(zhì)的發(fā)電用電主體投資、建設(shè)、運營配電網(wǎng)，建立適應(yīng)分布式發(fā)電、微電網(wǎng)技術(shù)應(yīng)用的體制機制。

　　探討引入輔助服務(wù)和容量價格機制(市場機制)，激勵傳統(tǒng)火電廠等逐步轉(zhuǎn)向提供容量和輔助服務(wù)。隨著新能源發(fā)電比重持續(xù)增加、煤電逐步轉(zhuǎn)為提供調(diào)峰、備用服務(wù)，考慮探索建立多部制電價機制(或其它形式的容量和輔助服務(wù)市場機制)，在建立基于競價和合約價格的電量價格同時，引入容量電價和輔助服務(wù)價格。

　　要改變電網(wǎng)監(jiān)管和業(yè)績考核模式，逐步改革將電網(wǎng)的定位和任務(wù)作為公共平臺為所有發(fā)電商和用電戶提供開放、公平、無歧視的服務(wù)。電網(wǎng)企業(yè)“只負責傳輸電力，不參與買賣電力”，其應(yīng)得收入與發(fā)電企業(yè)和電力用戶的交易和收支隔離開來。

　　4.3、健全綜合管理和專業(yè)監(jiān)管體系

　　建立綜合性能源管理部門和專業(yè)性能源監(jiān)管機構(gòu)相協(xié)調(diào)的行業(yè)管理和現(xiàn)代監(jiān)管體系。要堅持立法先行和協(xié)調(diào)立法，制定能源法、修訂電力法和可再生能源法，在法律層面全面地、更明確、具體地規(guī)定可再生能源的優(yōu)先發(fā)展的戰(zhàn)略地位，把宏觀戰(zhàn)略、政策體系、監(jiān)管考核、體制改革納入法治化軌道，形成可再生能源優(yōu)先發(fā)展的法治保障和法律秩序。