睿博能源智库
协调国资委在促进高效发电行为
和可再生能源并网方面的作用
建议6
协调国资委煤电重组与更广泛的电力行业改革
国资委煤电重组政策对于实现高度优先的国家目标来说，是柄双刃剑。国资委有充分的理由更密切地参与到电力行业改革的工作中，并支持国家发改委和能源局推进的电力行业改革——特别是发电商补偿的改革。对于国资委、国家发改委和国家能源局来说，如何实施精心设计的发电商补偿机制、奖励高效行为，是一个明确的交叉领域。换句话说，除了在其权限下改善国有企业的财务状况，国资委可以与国家发改委和能源局在市场和政策机制改革这些重要的方面一起合作，来影响发电商的补偿和行为。这个共同改革工作的一个重要目标是确保发电商通过经济有效的行为来获利，以支持国家在电力行业减排、降低成本和增加可靠性的目标。国资委可以与国家发改委和能源局合作，推动电力行业改革举措，例如包括本文提议的区域经济调度 （见建议1）和实施良好设计的现货市场（建议5）。
此外，国资委的考核指标和目标为塑造发电企业的行为至关重要——理想情况下，这些考核指标和目标应该与电力行业改革目标相统一。国资委在2019年12月公告中提出的目标之一是“平均设备利用小时明显上升”。然而，该目标与电力部门改革的重要目标——改善机组调度，增加电网灵活性并减少可再生能源弃电——目标相违背。这是因为电网上的每个资源都应该只在价值最高时才发电，国资委的目标与该想法不一致。简而言之，如果国资委利用运行小时数作为评价单个发电企业或单个发电机组的指标，这可能会减慢电力行业改革步伐，损害经济调度目标和阻碍降低成本和排放。
如果换个方式看这个问题会发现，年度发电运行时间正逐渐失去作为发电机组盈利能力或发电机组对经济附加值贡献的代表作用。的确，如果电力部门的改革实施得当，那么燃煤发电机组将通过在相对罕见的高价值时期（即风能和太阳能发电量低且需求高的那些分钟和小时）内运行获得补偿，实现最大化利润，例如提供调峰服务满足需求和调节可再生能源出力的变动。在这个改革后的电力行业，发电机组的盈利能力和出力最大化将不再一致。相反，燃煤电厂将通过追求一种商业模式，即每台发电机组只在需要时运行，从而实现利润最大化。
我们建议国资委审查所有国有发电企业的指标，激励经济高效行为，并支持政府提出的包括发展清洁能源在内的电力行业改革目标。我们在此提供几条具体建议，其中一些适合国资委自行开展，另外一些也许需要与发改委和能源局共同合作：
消除所有基于年度满负荷运行小时数评估单个发电机组的考核指标或目标。最大化燃煤发电机组满负荷小时数不符合经济调度和电力行业改革的其他原则，应鼓励发电厂的管理人员按照经济调度进行调度，并支持可再生能源并网。
要认识到，由于电力行业改革还不完善，发电机组的盈利能力并不完全和高效低排放的运行相一致。换句话说，在现有电力行业政策和市场框架下，能够盈利的发电商可能并不一定是高效运行的。一旦电力行业改革和碳交易机制得到很好的实施，发电机组的盈利能力将更好地与高效灵活运行保持一致。在国际上，电力市场设计的黄金标准是设计出符合政策目标且给予发电机组动力高效运行的市场。但是，电力部门的改革是一个渐进的过程，目前西北地区（以及中国其它地区）的改革工作还远远没有完成。这意味着，就目前而言，用发电机组的盈利能力来衡量发电机组是否高效、清洁地运行，仍然是一个不完美的方法。
直到电力行业改革完美地实施——这个过程可能需要许多年——国资委可以为发电企业设计和实施除盈利能力之外的指标，这可以帮助激励例如减排等政策目标。我们的建议包括：
可以制定一套对发电机组的评价指标，考量燃煤机组是否符合现有排放标准。2015年，生态环境部发布了一项标准，要求所有燃煤机组到2020年达到二氧化硫(SO2)、氮氧化物(NOX)和颗粒物(PM)的“超低”排放标准。随后，燃煤发电企业投入了大量资金装置污染控制设备，但有一些调查报告表明可能存在不准确汇报结果的问题。国资委可以制定针对这些排放的指标（ 如果目前还没有的话），将有助于促使发电机组更好地合规。
可以制定一套对西北地区每个发电集团资源组合实施碳强度和总碳排放的指标，以支持国家2030/60“双碳”及2030年区域可再生能源目标。
规划能源转型
鼓励合理的投资和退役决策
随着国资委重组计划的实施，以及西北地区朝着减碳和可再生能源目标相一致的非化石燃料发电资源的转型，建立一种科学、透明的可靠性规划方法将有助于确保燃煤发电机组退役不会影响可靠性，同时确保成本最低的资源组合。
这些目标所暗示的燃煤发电容量的减少有可能会受到煤炭行业利益相关者的反对。他们会提出关于在未来几年至几十年退煤路径以及在此时间段替代资源组合性质的问题。特别是，关于可靠性的争论将会重复出现，尤其是当系统资源出现紧张的时间。透明和详细的规划流程可以帮助解决这些有争议的辩论，并确保合理对待新的煤电投资。
建议7
合理化识别需要淘汰的燃煤发电机组的过程
国资委、国家发改委、能源局共同参与的相互协调的区域退煤工作将为实现2030目标铺平道路。2021年，国资委计划在西北地区淘汰大量中央发电集团所有的煤电，这需要与未来几年实施更广范围的可持续减少煤电容量的努力相一致。工作内容最好集中在淘汰较小、较旧、更低效的燃煤机组，类似于过去20年常用的方法，但是应该关注区域作为一个整体而不是逐个省考虑淘汰煤电机组。
国家发改委和国家能源局在制定和实施淘汰落后煤电产能方面具有丰富的经验，包括在“十一五”发起的并在“十三五”规划中继续提出的“上大压小”政策。虽然比起西北地区需要退役的煤电产能还有差距，但这些工作积累了非常有益的经验。这些规划中使用的基于指标的行政管理方法（例如，基于平均发电煤耗、使用年限以及是否符合二氧化硫、氮氧化物和颗粒物排放控制法规的指标），可以成为制定2021年国资委目标以及与2030/60目标一致的，滚动更新不断淘汰燃煤发电流程的基础。这个持续进行的流程可以由国资委、国家发改委、能源局和省政府官员的代表组成的专门委员会主导完成。
最终，行政淘汰制度可以在充分发展的碳排放市场和良好运作的区域现货市场的基础上，转变为更市场化的淘汰制度。但是，正如其他国家的经验所示，有效设计和实施这些市场机制可能需要很多年。
这些新的市场力量可以越来越多地推动现有煤电机组的退役。在新的电力市场中，发电公司将评估现有燃煤机组的“继续运行”成本，也就是说，发电企业要维持商业运营需要支付的成本（见下方框）。发电公司可以将这些成本与预计的电力市场收入相比较。每当发电公司发现单个现有燃煤机组的继续运行成本预计将超过市场收入，则会自愿淘汰这些燃煤机组，从而改善公司的总体财务状况。
电力市场的继续运行成本和淘汰决策
继续运行成本通常包括所有的可变成本和一小部分固定成本。可变成本包括燃料成本，排放成本（比如排放权成本），以及可变的运行和维护(O&M)成本。固定成本不取决于发电机的出力水平，继续运行的固定成本包括固定维修成本（包括设备更新投资成本）、固定税务成本、保险费、一部分劳动成本和工厂土地的租金。“沉没”的投资成本不包括在继续运行成本中。
在设计和监管良好的市场构架中，为了确定某个机组是否应继续运营，发电机组所有者将在一段时间内将其预测的市场收入（元/千瓦-年）与其预测的继续运行成本（元/千瓦-年）进行比较。如果成本超过收入，则所有者有可能淘汰该机组。例如，如果一个燃煤机组预测的平均市场收入为500元/千瓦-年（250元/兆瓦时，2000小时），接下来几年的的成本为550元/千瓦-年（200元/兆瓦时可变成本+150元/ 千瓦-年固定运维成本），则机组所有者可能会决定淘汰该机组。
新实施的国家碳排放交易系统，将是更基于市场导向煤电退役机制的重要组成部分。理想情况下，碳排放交易系统将发展为具有绝对年度排放上限的总量控制和交易机制，生态环境部将确定每年在规划时期内允许的CO2排放总量（理想情况下不仅是电力部门，而是整个经济体），通过配额（许可）交易允许灵活地合规。与之前所述的行政淘汰方法相比，至少从理论上讲，这将导致更有效地确定要淘汰的燃煤机组：相比由政府机构指定淘汰决策来说，发电公司将拥有更多的自主权和灵活性。
在这种更加以市场为基础的环境中，二氧化碳配额定价将影响燃煤发电的淘汰决策。即使二氧化碳价格小幅上涨，也会大大增加煤电成本，并对淘汰煤电产能产生重大影响。例如，配额成本每增加100元/ 吨CO2，煤电成本就会增加225-250元/ MWh。
建议8
根据最低成本规划确定新的资源投资组合
前面的建议讨论了识别出需要淘汰的燃煤发电机组，接下来讨论合理化投资决策的问题，以便投资者选择经济有效的新清洁能源资源组合。对西北地区未来的发电和储能资源组合进行规划和投资，将是该地区电力行业转型的重要部分。由于电力行业摆脱对煤电的依赖将导致西北地区发电结构的根本转变，随着转型的开展，需要谨慎的规划流程来支撑和评估新资源组合。一方面是为应对大量波动性可再生能源并网和释放分布式能源（包括需求响应）的潜在价值的挑战进行规划。欧洲、印度和美国为应对这些挑战也在进行类似的完善规划方法的工作。
长期以来，中国的五年规划在制定国家产业和环境政策方面发挥了重要作用，为决定发电投资和淘汰的总量和类型提供了高水平指导。同时，中央和省级政府还分别发布了针对具体资源的政策和法规，包括固定上网电价（FiT）、可再生能源配额、碳排放交易机制、储能发展计划、节能政策等等。不断完善五年规划进程，并将该进程与针对具体资源的政策和法规进行协调，是规划单位所面临的一个挑战。幸运的是，能源局在2016年规划政策提出了一些非常有用的综合原则，为完成这些任务打下良好基础。通过运用高级的规划模型来预测负荷、进行可靠性评估和成本最低的容量扩充，将非常有助于支持强化五年规划。
特别是，完善的五年规划过程应着力解决以下具有挑战性的问题：
资源组合优化——达到最低成本的同时，保持高水平的系统可靠性所需要的非化石能源发电以及不同种类的储能（技术、持续时间）和需求响应的数量和地点应该是什么？除了考虑到发电资源的选择，还应该考虑到储能、需求响应和节能投资，在区域层面上，总成本最低的资源组合是什么?
大型资源与分布式资源——互连到高压输电的发电和储能投资（即，大型资源）和互连到配电系统的用户的投资（即，分布式资源）之间应如何保持平衡？
输电投资——如何决定输电投资，特别是考虑到储能和输电之间的可替代性？
建议制定区域性五年规划，包括为省级政府制定的非化石燃料发电、储能和需求侧管理等目标。国家发改委和能源局可以定期评估这些目标的“方向性”遵守情况，以确保投资与规划一致。理想情况下，该过程应包括对五年规划的期中评估和调整方案，以适应预测、技术和技术成本的变化。
为满足资源充足需求，可能会不断出现新建燃煤项目的提议。此外，煤炭行业的利益方可能会继续提出新的煤电将是满足灵活资源需求的最佳选择，以支持可变的可再生发电。值得注意的是，即使不考虑全部排放成本，相对于其他选择而言（包括可再生能源、储能、需求响应和有针对性的节能措施），本节中描述的规划流程也可以用来评判为满足资源充足性需要进行新燃煤发电的投资是否相对昂贵。此外，如西北地区最近的情况一样，新的煤电投资很可能会继续降低所有燃煤发电的运行时间，这意味着新燃煤电厂会面临低“有效”年度运行小时数和高平准化能源成本（元/ 兆瓦时）。图5说明了在较低的年度运行时间下，煤电平准化成本（包括固定成本）的非线性增加。
图5. 不同年度运行小时数情况下
一个燃煤机组的平准化成本示例
注：假定可变成本= 175元/ 兆瓦时，固定成本= 450元/ 千瓦-年
在国际上，煤电由于其固定成本较高，因此并不是低利用率（低容量系数）发电的经济有效的解决方案。从历史上看，在美国，高峰需求通常是由需求响应和单循环燃气轮机（CT）提供的，它们的投资成本相对较低。在一些州，电池储能如今已成为单循环燃气轮机的一种成本有效的替代选择，并且这种趋势随着电池成本的下降还会继续。旨在减少峰值需求的能效投资也可以具有很高的成本效益。
作为一个长期目标，理想的做法是在区域现货市场结构下以反映市场价格的方式实施更精细的资源规划过程。在建议5中，我们建议西北地区最终的区域现货市场应采取美国RTO的形式。在这种RTO结构下，区域市场定价和RTO规划将在引导投资方面发挥关键作用。RTO规划包括资源充足性规划和输电规划。RTO规划旨在确保，即使投资决策逐渐分散化的情况下，批发市场仍能保持可靠的电力供应，具有充足的竞争力，并具有经济有效水平的输电阻塞。
在市场投资模式中，生产者将基于对新资源的净市场价值的评估（见方框），并结合区域现货市场价格的长期预测，进行投资。对于国有企业而言，这些评估将成为他们为银行贷款和项目建议书进行尽职调查的一部分。
基于市场的资源评估示例
一家发电公司正在考虑投资一个50兆瓦的电池储能设施。设施年安装成本（含融资）800元/千瓦-年。他们通过咨询公司，获得了预测的未来20年每小时电能量和辅助服务市场的价格。
通过内部模型评估，公司根据市场价格预测调度拟投资的电池储能设施，确定其为公司带来的收益（净收入）。如果20年净收入的年化现值超过800元/千瓦-年，投资的预期收益将超过预期成本。
该分析得出了投资的预期净市场价值（收益减去成本，包括排放成本）。因为不同种类资源的价值和成本可能非常不同，这种方法可以对不同种类的资源进行一对一比较。例如，发电公司正在比较电池储能设施和600元/千瓦-年的燃气涡轮机（CT）的投资。如果电池储能设备预计净收入（年化现值）为1000元/千瓦-年，而燃气涡轮发电设备预计净收入为500元/千瓦-年，那么公司应该投资电池（200元/千瓦-年净市场价值），而不是燃气涡轮机 （-100元/千瓦-年），即使涡轮机成本较低。
允许市场定价在指导资源投资决策方面发挥更重要的作用，但并不一定要取代五年规划。长期资源规划仍然可以帮助银行、电力供应商和买方设定较长期的预期。使用市场定价来指导投资的主要目标是使发电投资对技术成本和电力系统成本的变化更加敏感，减少协调资源规划和项目批准之间的行政难题，并通过为发电公司在开发资源组合方面提供更多灵活性来鼓励创新。
建议9
对区域近期系统可靠性进行严格的定期更新的分析（备用容量研究）
随着电力行业经历快速且巨大的转变，决策者和利益相关者可能都存在一些关于如何维护可靠性的问题和担忧。在中国和其他国家，都经历过管理电力系统供应“紧张”和“松弛”的艰难时期，引发了一些争论。此外，在国家能源局、国资委和地方官员都扮演着重要角色的情况下，协调不同政策制定者就这些议题作出的具体决定，也是一项挑战。
就像在美国和其他一些国家看到的那样，对于整个区域实施严格的、持续的可靠性规划流程，对回答这些议题并确保电力行业转型过程中没有可靠性问题有很大帮助。系统可靠性规划的目的是对电力系统是否具有充足的资源进行一个短期的评估——发电、储能和需求侧资源（包括需求响应）——来可靠地满足峰值电力需求。这个分析考虑到主要的变量：天气、发电机组意外停运、每年或每小时水电、风电和太阳能发电的波动以及风能和太阳能发电的不确定性。可靠性规划经常基于天气年份和平均停电事件的中位数做出假设，虽然气候变化也在挑战着这些假设背后的逻辑。
无论是在国际上还是在中国，电力系统运营商和规划者经常使用经验法则来评估可靠性。然而，随着电力系统变得越来越复杂，发电资源和负荷越来越多样化，经验法则在评估可靠性方面变得越来越没有意义。例如，对于火电厂来说，在拥有资源（如，水电，风电，光电）和需求（如，冬季或者夏季高峰期）更大季节性波动的系统下，它的年度运行小时数（容量系数）就不是一个好的可靠性指标，因为由于这些系统波动一些机组需要在低容量系数下运转。据我们了解，这是国家能源局关于煤电投资的“煤电规划建设风险预警” 制度的一个主要考虑因素。然而，评估电力系统可靠性最有效的方法是通过严格的可靠性研究。
在北美，系统可靠性规划以备用容量研究为中心。备用容量研究通常包括年度和年内对三个问题的分析和公开报告：（1）现有备用容量的估计，（2）预测的备用容量，以及（3）在可靠性目标的基础上，设置目标备用容量水平。对电力公司和其他发电所有者来说，通过这些研究进行可靠性规划，为关停或淘汰发电机组打下了基础。即使在美国、加拿大和其他电力市场发达的地区，这种类型的可靠性规划也非常重要。图6显示了阿尔伯塔省电力市场备用容量的定期预测。随着可靠性问题和无意的偏见时而显现，北美备用容量规划研究的具体细节和方法也在不断演变。
图6. 2010-2024年
阿尔伯塔互联电力系统预测的备用容量
同样，2016年国家能源局颁布的《电力规划管理办法》，为实施这一过程搭建了良好的框架。这样一项正在进行的研究将有助于在政策制定者和利益相关者之间就淘汰大量煤电的艰难过程建立共识，并将有助于减轻对可靠性和系统供应“紧张”时期的担忧。换句话说，定期的可靠性研究如果做得好，就能指出问题可能出现的时间，并让政策制定者调整法规和市场规则，以迅速解决问题。这样，可靠性规划将非常有助于支持西北区域朝着2030和2060年的目标转型。
西北地区电力系统的一些特点使可靠性规划和评估变得复杂化，这些特点包括大量的热电联产，大量的电量输出以及仅用于外送的连接在高压直流输电上的发电机组，一个水电大省（青海），间歇性太阳能和风能发电的快速增长，以及较大的区域负荷和资源多样性。严谨的备用容量研究可以帮助应对这些复杂性。为了获得区域负荷和资源的多样性收益并将输电限制考虑进来，西北电网公司可能最适合牵头这项研究。在北美，年度和季度可靠性研究通常会向公众公开，通常伴随着验证结果所需要的详细数据。这些报告由监管机构、利益相关者和独立的市场监测机构进行审查和评论。我们建议西北地区也可以参考这种做法。
西北电网的备用容量研究可以包括历史备用容量的年度报告，未来备用容量的年度预测 （例如，未来五年），以及基于可靠性指标和失负荷概率（LOLP）研究的目标备用容量水平。作为分析的一部分，研究将确定出满足备用容量目标所需的燃煤发电量。国资委、发电公司和电网公司可以利用这一信息来核实，在不降低可靠性的情况下，可以在给定年份淘汰的现有过剩煤电产能的数量。如果研究表明在未来几年会有可靠性担忧，那么就是时候采取相应的行动了，例如扩大需求侧管理项目。
备用容量研究也将是继续发展电力批发市场的重要基础。正在制定和完善电力市场设计的政府部门可能会发现，备用容量的研究在确保电力市场设计产生预期结果方面非常有帮助。在北美，该研究往往阐明了市场规则的变化如何影响备用容量和可靠性。
西北地区备用容量研究可以包含两个有助于降低维持可靠性成本的因素：（1）从区域角度考虑区域负荷多样性的好处，以及（2）严格考虑水电、太阳能、风能、储能和需求侧资源对可靠性的贡献。
负荷多样性的好处是，根据区域同时高峰需求而不是根据省级不同时高峰需求的总和进行可靠性规划，从而节省成本。区域同时高峰通常总是小于省级不同时高峰的总和，这使得系统需要保留较少的资源来满足可靠性目标。在西北地区，主要的负荷多样性优势体现在夏季高峰的陕西和冬季高峰的其他四个省份之间。 我们估计，2018年区域负荷多样性收益约为4吉瓦，这意味着每年可节省成本约20亿元人民币（3亿美元）（见图7）。
图7. 2019年西北地区负荷多样性效益示意图
要获得这些效益，就需要建立一套可以促进各省之间资源共享的机制，例如西北电网促进的运行备用容量的区域共享以及实时能源平衡机制。最终，我们建议这些共享机制的设计和实现可以成为实施区域现货市场的重要方面。
水电、储能和需求响应都是能量有限的资源，而太阳能和风能都是容量和能量有限的。这意味着这些资源对电力系统可靠性的贡献将是概率性的，并将随着渗透率而下降，但它不会为零。如果不考虑这些资源对可靠性的贡献，将导致产能过剩和成本上升，并可能加剧该地区目前煤电的产能过剩。
在美国，太阳能和风能发电的容量可信度以前通常是利用高峰时期的容量系数来计算的，但系统运行商越来越多地使用有效负荷承载能力（ELCC）方法来计算，同时规划者和系统运行商也更多的使用该方法来计算储能的容量可信度。随着储能在美国部分地区成为边际容量资源，确保准确计算储能的可靠性贡献变得越来越重要。
建议10
完善储能的批发定价和运行模式
帮助可再生能源并网一直是部署储能的重点，从近期来看，不论是国际上还是中国及其西北地区，储能最重要的价值是避免新建火电的需求。在近期内，制定出上网电价和运行模式，将对西北地区储能作为容量资源发展其商业模式至关重要。从长期来看，区域电力现货市场可以帮助协调储能投资和调度。
在西北地区，储能已经可以参与调峰辅助服务市场。这为同时布局储能与发电提供了动力，然而，却可能限制储能在电力系统中的价值。西北能源监管局和行业参与者正在探索鼓励独立储能的模型，从而为电力系统提供更广泛的价值。
在当前的机制作用下，西北地区独立储能面临的三个问题是：
1. 如何对其进行补偿?
2. 如何运行以使其价值最大化?
3. 如何收回成本?
在短期内，标杆上网电价可以解决第一个问题，根据电价设计（见表1），可以采用不同的运行模式（问题2）。 随着时间推移而降低的标杆电价也将为储能技术的不断创新和降低成本提供激励。
表1. 储能电价和运行模式的潜在方法
对于基于容量成本和基于电能量成本的电价方法，电网公司将可以灵活地运行储能设施，以确保大电网系统的可靠性并最小化其成本。要确保电网公司运行储能的激励措施与系统利益保持一致，可能需要强化目标，其中可能包括对可靠性、燃料成本和弃电的改善目标（例如，可再生能源弃电量和消纳量的双降双升指标）。 强化目标将使电网公司有更多动力通过储能充电和放电提供系统利益。
分时上网电价（如建议2中讨论的那样）减少了电网公司运行储能的潜在动机问题，但需要明确定义的时间段，并与系统成本合理匹配（例如，晚上成本较低，白天成本较高）。储能所有者将得到充电和放电价格之间的差价，并考虑充放电损失。如果没有明确定义的成本时间段，并且电价和系统成本之间不匹配，电网公司运行储能可能会增加系统成本。
从储能设备所有者的角度，基于容量成本、电能量成本，以及分时上网电价的主要区别在于各自承担的风险不同。基于容量成本的价格（元/千瓦-年）可能导致比储能所有者预想的更多的设备运行小时数和更快的退化。而基于电能量成本和分时上网电价，则可能无法使储能所有者回收成本，如果设备的运行时间比所有者预想的要少。
通过电价补偿储能成本（问题3）并不能直接从工业和大型商业用户那里回收——零售商和直购电大用户没有动力签署储能合同，而是通过中长期合同买电。由于储能具有可靠性价值，从所有用户那里收回储能支付款项是合理的，这表明可以允许电网公司通过输电价格回收储能费用。
从长期来看，现货市场可以起到最大化储能系统利益的激励作用。储能利用从负MW（充电，负荷）到正MW（放电，发电）的竞价曲线在日前和实时电能量及辅助服务市场竞价（见图8）。在美国电力市场中，日前和实时电能量和备用容量市场的联合优化有助于高效利用储能资源，联合优化方法能够保证参与备用市场不会损害储能所有者的利益。
图8. 储能设备的电能量竞价曲线示例图
结论
世界各地的决策者正在制定新的脱碳目标，并考虑实现这些目标所需作出的具体政策和监管方面的改变。本文围绕电力行业运行、煤炭资产退役和规划流程改革这三个主题，在借鉴国际经验的基础上，就西北地区如何制定决策做了探讨，并提出了一系列建议。一同作用，这些建议可以作为该地区清洁能源发展和并网以及淘汰燃煤发电的路线图。实施这些领域的改革不是一件容易的事情，因此，本文就当前可行的具体措施和长远的理想政策提出了建议。随着西北地区的政策制定者在这些领域取得进展，就这些主题进行国际交流会有更大意义。
（本文内容不代表eo立场）
参考资料（上下滑动查看）
环境保护部，国家发展和改革委员会，国家能源局(2015年12月). 全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案. http://www.mee.gov.cn/gkml/hbb/bwj/201512/t20151215_319170.htm.
Karplus, V., Zhang, S., and Almond, D. (2018). Quantifying coal power plant responses to tighter SO2 emissions standards in China.
