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显性处理不确定性。从全社会与政府公共政策视角,“2020年的电力需求是多少”,这甚至就不是一个正确的问题(当然,对市场中的企业,这是有意义的,因为企业的投资决策需要选择并承担风险,并且在多数情况下,它需要将政策环境视为给定)。能源与经济系统都是开放的系统,人们的行动与政策的作用永远会导致完全不同的结果。这个系统不具有可预测性,而具有可塑造性。这种不确定性需要显性处理,建立更具有弹性的发展适应体系。
制定更有弹性的目标与政策。无论从哪个角度而言,“总量控制型”为代表的“命令-控制型”政策都是差政策,不具有随时间与信息增加调整的灵活性,不具有合理的政策工具来实现与严格对应,很容易一刀切,不易操作或者操作过度。结构性政策与强度型政策更好,但是要解决“连续区间”上设定的问题,这需要明确的价值标准。
有了这样的改变,我们有理由期待,火电作为“旧有势力”,其地位与各种政策照顾将不可避免的受到限制,不具有任何时间空间灵活性的定位优势也将有所消除。
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降低火电建设激励的政策措施
——容量电价与大幅下调电价
以往的火电,事实上是承诺给予一定数量的小时数的,比如5000小时。在保证风电的全额入网符合全社会利益最大化的前提下,这种大幅调降的小时数或者电价水平,会对火电的收益形成巨大的负面影响,将构成巨大的政策变化。这方面,秉持“老人老政策、新人新政策”的基本原则可能是合适的。因为老机组的投资已经基于过去的政策环境发生,不可改变。从法律意义上,面临着监管体系的突然变化(可以称之为policyshock),已建成资产可能面临着“搁置”或者“低利用率”风险,监管者应该补偿这种由于政策变化带来的投资损失。
但是,需要补偿的仅仅是投资损失,而不是要继续依靠这种资产取得超额利润。所以,政策措施的着眼点,是如何补偿已有机组尚未收回的投资成本。容量电价将是一个可行的选项。
具体的设计可以考虑如下:
大幅下调电价水平——对已经折旧完毕的老电厂与新建电厂,大幅下调电价水平。电价水平应该调整到大致相当于煤电燃料成本(其他成本都接近固定成本,或者准固定成本)的程度,作为电量电价。
容量电价——给予仍在折旧阶段的次新电厂回收固定成本的机会,保证免受政策变化的影响,也降低其争发电小时数的冲动(需要与低电价水平结合)。对于合法的已经通过核准的新电厂,也实施容量电价,并强制未来参与开始运行的电力市场份额竞争。
保证风电固定优惠电价的执行——这是可再生能源法的要求,是处于学习过程中的风电的激励政策手段,与电价形成机制无关。
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