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二、美国电力市场与电力规划特点
1992年之前,美国电力工业由200多个私营电力公司和约3000个公共电力实体组成。私营电力公司拥有特定区域内的垄断经营权,为全国75%的电力负荷提供发输配售一体化服务。1992年美国国会制定《能源政策法》要求放开电力输送领域,标志电力市场正式启动。根据联邦和州政府分权原则,各州政府有权自主决定改革方案和具体进度,目前加利福尼亚等29个州和哥伦比亚特区实施了电力市场化改革,建立CAISO等7家ISO和RTO,服务美国三分之二的电力负荷。电力市场建立后,美国的电力规划工作有以下特点:重视电力需求预测工作。美国能源信息署(EIA)负责整合石油、天然气、煤炭和电力等各部门信息,将电力工业作为能源生产、运输和消费路径之一进行综合规划,把电力需求预测作为能源需求预测的一部分加以考虑,规划期长达25年。
电源建设由投资主体自主决策。电力市场化改革前,电源规划由各州主导,只有核电项目和水电项目需要联邦机构许可。电力市场化改革实施后,电源建设不再由各州PUC规划官员决策,在哪里建、何时建、建什么类型以及是否建电源都围绕着市场价格来决定。市场价格信号引导电源投资,发挥传统电源规划职能。
电网发展规划流程公开、规范。
NERC作为美国电力可靠性组织,负责制定发电和输电系统可靠性标准,每年发布长期可靠性评估报告(规划期10年),指导电力公司新增发电容量和扩展输电项目,协调各区域输电网发展规划。区域 输电网发展规划则由ISO或RTO负责,制订规划编制流程与方法,经各州PUC审核后公开发布,电力公司充分参与规划编制,按照规划方案负责实施。
三、结合中国国情,转变电力规划工作观念
中国电力工业一大特点是煤炭的基础地位。根据国家统计局数据,2016年1~6月全国发电量27595亿千瓦时,其中火电占比74.6%。而美国2016年4月份各资源发电量占比为:煤炭25%、天然气35%、核电21%、可再生能源19%。第二大特点是我国资源分布与经济发展不均衡,“北电南送”、“西电东送”是规划必须考虑的问题,而美国不存在这个问题。
但中美两国在电力规划方面,存在更大的共同背景。一是电力市场化的改革方向。二是共同面临能源革命的机遇和挑战。无论在市场化改革还是能源转型,美国的许多做法都值得我们学习、参考和借鉴。具体建议:第一,进一步加强电力需求预测工作。电力需求预测与国民经济和社会发展密切相关,与能源需求密切相关,对人员的专业要求与电源和电网规划有很大不同。建议把电力需求预测作为一项独立的工作,与电源和电网规划分开进行。
第二,调整电源规划工作重点。尽快建立和完善电力市场,放开电价,实行竞价上网,通过正确的市场价格信号引导电源建设,提高电力系统的整体运行效率和效益。预计2016年火电利用小时很可能降至4000小时以下,如果视5000小时为正常的话,那就意味着有大约20%火电设备没有被利用,目前全国火电总装机约10亿千瓦,20%就是2亿千瓦。进一步加强全国的电源规划工作,突出总量平衡,突出跨区、跨省送电项目,突出电源结构合理性,突出新能源、分布式电源、储能技术等战略性问题。逐步弱化省一级的电源规划,逐步向市场决定电源投资转化。
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