釜底抽薪？蒙西再降光伏发电最低保障收购小时数

本就饱受争议的光伏各类资源区电力交易问题，如今又再添变数。

2020年4月20日，内蒙古工业和信息化厅发布《2020年度内蒙古西部电网发电量预期调控目标（征求意见稿）》，文件提出，结合现有装机规模，给予风电、光伏的保障小时数分别为，风电：普通项目1500小时，特许权项目2000小时；光伏：普通项目1200小时，领跑者项目1500小时。

按照国家规定，蒙西的风电、光伏保障小时数分别为：2000小时、1500小时。

这意味着，风电特许权项目、光伏领跑者项目，其保障小时数与国家之前政策文件相同，而普通项目则被分别压缩了25%和20%。

与此同时，该文件还提出，拟安排2020年度内蒙古西部电网发电量预期调控目标为3081亿kWh,其中:风力发电机组发电量415亿kWh，302亿kWh保电价，113亿kWh参与竞价；太阳能发电量126亿kWh,107亿kWh保电价，19亿kWh参与竞价。

如若执行，这一政策将直接损害当地光伏发电企业的利益，也为能源企业带来严峻挑战。

业内人士对能见表示：“这对地方经济短期消息是好的，用能成本更低，但会倒逼投资企业不会用最好的方案，只选最经济的。从长期看，不利于制造业升级，也很难有跳跃式进步。"

山西窘境

事实上，这并非相关部门首次出台下调保障小时数政策。2019年12月20日，山西省能源局发布了关于《2020年度省调发电企业发电量调控目标预案》征求意见稿。

意见稿中提到，风电机组安排基准利用小时1200小时，光伏机组安排900小时，新投产风电、光伏发电机组根据投产月份按比例安排基准利用小时，除执行基准电价之外的电量全部参与市场化交易，不参与市场交易或未达成交易者按照《山西省可再生能源发电全额保障性收购暨补贴管理办法》执行。

该文件掀起行业轩然大波。2019年，山西省执行的保障小时数是1300/1100小时，如果执行900小时的保障性收购新规，则电站业主将不得不牺牲一部分电量参与电力市场交易。

以一座10MW的光伏电站为例，假设年利用小时数1200小时，山西脱硫煤标杆电价为0.332元/KWh，根据2018年山西省电力市场交易年报，售电公司度电收益4.21厘，若全部电量保障性收购，则收益为398.4万元。

若若四分之一参与市场化交易，则收益为300万元。以此类推，电站规模越大，发电量越高，则企业的亏损越大。

背后博弈

政策改变的背后，实则是深度电力市场化交易的需求与尝试。

2016年3月24日，国家发改委出台《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》提出：可再生能源并网发电项目年发电量分为保障性收购电量部分和市场交易电量部分，保障小时数以内的电量应全额按标杆上网电价收购,如果电网原因造成保障部分电量被弃，则电网公司需要赔偿。

然而，随着我国光伏风电装机占比不断提高，电网的调度难度压力逐年攀升。

截至2019年底，我国可再生能源发电装机达到7.94亿千瓦、同比增长9%，装机总量约占全部电力装机的39.5%、同比上升1.1个百分点。

与此同时，光伏弃光率大幅下降。2019年，全国弃光电量46亿千瓦时，全国平均弃光率2%，同比下降1个百分点。西北地区的弃光率同比下降2.3个百分点至5.9%，其中西藏、新疆、甘肃弃光率分别下降至24.1%、7.4%、4.0%，同比下降了19.5、8.2和5.6个百分点。

基于我国政策框架，为优先支持光伏、风电等新能源产业发展，火电企业、电网企业一定程度承担了风光发电的调度成本及消纳问题。

目前，我国可再生能源发电量占全部发电量比重为27.9%，若新能源电力参与市场化交易牺牲一部分收益承担电力并网成本，则能在一定程度减轻电网公司输配电压力，降低地方企业负担。

“这是能源局将项目指标下放到地方的必然结果。没有对错，只是利益相关方的博弈。“业内人士对能见说道。

如今，大规模存量和新增风光项目激增，但消纳有限，是牺牲掉蛋糕求生存，还是为树立地方优势鞭策企业？在实现低碳绿色增长这条路上，风光还有很长的路要走。