παρέλειψες ότι το marginal pricing ωφέλησε την ανάπτυξη τών ΑΠΕ αρχικά, όταν το κόστος παραγωγής ήταν υψηλότερο και ότι marginal pricing χρησιμοποιείται για τιμολόγηση όλων τών commodities. ακόμα και αν η παραγωγή ήταν 100% από ΑΕΠ, η τιμή χονδρικής θα καθοριζόταν με marginal pricing.Dwarven Blacksmith έγραψε: 24 Ιαν 2025, 22:19Γνωστά δεν είναι; Το ρεύμα έχει μια ενιαία τιμή στην αγορά ανεξαρτήτως του πως παράγεται. Αυτή η τιμή καθορίζεται από τον ακριβότερο τρόπο, ο οποίος είναι το φυσικό αέριο, που ξέρουμε ελπίζω γιατί είχε-έχει ακριβυνει. Το ότι οι ΑΠΕ είναι φθηνότερες δεν φαίνεται στο λογαριασμό.Αρίστος έγραψε: 24 Ιαν 2025, 22:13Dwarven Blacksmith έγραψε: 24 Ιαν 2025, 22:12 Δεν έγινε λόγω του τρόπου που καθορίζονται οι τιμές στο χρηματιστήριο αγοράς. Και άμα οι Ευρωπαίοι συνεχίσουν να ψάχνουν δικαιολογίες και παρατάσεις, ούτε θα γίνει.
Για αναλυσε το αυτο.
.
Φυσικά δεν αρνούμαι ότι οι ΑΠΕ για την ώρα όπως έχουν τα πράγματα χρειάζονται backup εργοστάσια ΦΑ να περιμένουν μήπως χρειαστούν όταν δεν λειτουργούν οι ΑΠΕ. Το οποίο δεν δουλεύει καλά σε ένα σύστημα ελεύθερης αγοράς γιατί δεν μπορούν έτσι να κάνουν εύκολα απόσβεση.
Την καλύτερη δουλειά φυσικά την έκανε η Γαλλία που έχει καθαρίσει εδώ και δεκαετίες. Αλλά μην έχετε αυταπάτες, οι ΑΠΕ μαζί με αποθήκευση θα φέρουν κάποια στιγμή το κόστος κοντά στο μηδέν. Είναι η μόνη πηγή ενέργειας που δε φαίνεται να έχει πάτωμα στο πόσο φτηνή μπορεί να γίνει.
και η Κίνα σε τέτοιο μοντέλο μεταβαίνει "to boost energy efficiency and renewables" (με Chinese characteristics πάντα, ε;
):Assessing China’s provincial electricity spot market pilot operations: Lessons from Guangdong province
1. Introduction
Aiming to boost energy efficiency and renewables via a new round of power market reform, the State Council of China launched Several Opinions on Further Deepening the Reform of the Power System (referred to as the No. 9 document) in 2015. The (still ongoing) reform attempts to regulate transmission and distribution companies and gradually liberalize the wholesale and retail electricity sectors, whose prices used to be set by the government rather than market driven. The reform aims to achieve a more market-based environment and allow for the engagement of private investments in the power sector (Zhang et al., 2018).
Prior to the reform, China employed an equal allocation dispatch system with the same type of power plants operating for (roughly) an equal number of hours regardless of their thermal efficiency and marginal costs (Wetzel and Lin, 2019). Apparently, the previous dispatch system ignored the merit order of the power system, which suggests that those with the lowest marginal costs are supposed to be the first to be brought online to meet demand. This resulted in an inefficient allocation of resources and high costs, precipitating the new round of reform aimed at correcting the distortion and marketizing power generation.
Marketization ensures that prices of electricity are discovered in a marketplace through the interaction between buyers and sellers, which makes firms’ residual claimants to cost savings, potentially increasing incentives for efficiency-enhancing efforts (Nickell, 1996). Fabrizio et al. (2007) demonstrated that in the US electricity generation sector, publicly owned plants with owners insulated from marketization reforms in the late 1990s experienced much lesser efficiency gains than investor-owned plants in states that marketized their wholesale electricity markets. Moreover, prices that reflect the marginal cost of electricity generation would make the interregional electricity transaction more efficient, potentially decreasing renewable energy curtailments under the West-East electricity transfer project (Guo et al., 2020). 1
http://ae.ruc.edu.cn/docs/2022-03/c1089 ... b51168.pdf
