简介： 山西省能源局印发《2020年度省调发电企业发电量调控目标预案(征求意见稿)》
山西省能源局印发《2020年度省调发电企业发电量调控目标预案(征求意见稿)》，要求有关单位于12月26日前以正式文件形式反馈。
从《征求意见稿》内容看，考虑“新能源发电消纳优先”原则，按照国家发展改革委、国家能源局《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》(发改能源〔2016〕1150号)文件精神，安排基准价电量。其中，风电机组安排基准利用小时1200小时，光伏机组安排900小时，执行基准电价之外的电量全部参与市场交易。
《通知》原文明确指出，保障性收购电量应由电网企业按标杆上网电价和最低保障收购年利用小时数全额结算，保障性收购电量为最低保障目标，未制定保障性收购要求的地区应根据资源条件按标杆上网电价全额收购风电、光伏发电项目发电量。未经国家发改委、国家能源局同意，不得随意设定最低保障收购年利用小时数。也就是说，对山西而言，位于二类资源区的大同、朔州、忻州和阳泉，按标杆电价执行的发电小时数不得少于1400小时，其余地市应按标杆电价全额收购。不知道山西省能源局是如何理解文件精神的?
据了解，文件发布后，不少光伏电站投资企业负责人颇为紧张。毕竟，这里是山西，是能源革命综合改革试点。山西有大同(一期、二期)、阳泉、芮城、长治等多个光伏领跑者基地，总装机容量350万千瓦，除大同第一期领跑者项目外，全部采用竞价上网模式，其电价本就低于当地光伏发电标杆电价。在2019年第一批风电、光伏发电平价上网项目中，山西也有8个试点、100万千瓦光伏项目。如果要求这些领跑者项目、平价上网项目参与市场化交易，相关投资企业的收益将大幅下滑，给当地营商环境带来不利影响，甚至可能放弃尚未完工的平价上网项目建设计划。
此外，山西还有多批次光伏扶贫项目，合计超过184.5万千瓦。如果让这些项目也参与市场交易，扶贫效果难以持续，24.5万建档立卡贫困户的生活可能受到影响。在打赢脱贫攻坚战的关键时刻出台这样的政策，主管部门的做法值得商榷。
此前也有其他省市出台限制风电、光伏发电小时数的不合理政策，但没有哪里像山西这样令整个行业产生危机感。有业内人士直言，连力推能源革命的山西都开始限制可再生能源发电，未来的国内光伏市场还有保障吗?
12月24日下午，在十三届全国人大常委会第十五次会议第二次全体会议上，全国人大常委会副委员长丁仲礼作全国人大常委会执法检查组关于检查《中华人民共和国可再生能源法》实施情况的报告。他表示，今年8月至9月，检查组分3个小组，赴河北、吉林、甘肃、青海、宁夏、新疆等6个省(自治区)开展执法检查工作，与政府及有关部门、相关企业、基层执法人员和五级人大代表座谈，听取法律实施情况及有关意见建议。同时，委托山西等12个省(自治区)人大常委会对本行政区域内可再生能源法的实施情况进行检查。
丁仲礼指出，可再生能源法一些制度规定在实施中存在相互间不够协调、执行不够到位等问题，包括相关规划尚未充分衔接、可再生能源消纳压力仍然较大、全额保障性收购制度落实尚不到位、电价补偿和发展基金问题较为突出等，需要中央和地方、政府和企业统筹解决。
为此，丁仲礼建议，地方各级能源主管部门要以国家规划为依据，按照法律规定的程序制定本行政区域可再生能源开发利用规划，加强各级规划的有效衔接。结合实际、因地制宜统筹安排可再生能源发展规模、布局、时序，科学有序开发利用可再生能源。相关部门和单位要加强电源和电网、可再生能源和常规能源、可再生能源与应对气候变化等相关规划统筹衔接，保证各项规划的目标、任务和措施相互配套。
事实上，通过市场交易来满足最低保障小时数已有先例，光伏们了解到，目前青海、新疆、甘肃、山西、内蒙古等西北省份大部分光伏电站均会参与当地的电力市场交易。对于这些地区的光伏电站业主来说，参与市场交易实际上是牺牲降低售电电价来获取发电权。
某光伏电站业主说，他们位于青海、新疆等地的光伏电站的收益中有六七成都来自于参与电力市场交易所得，因交易形式的不同，让价幅度也大不相同，“青海电站的平均让价约为0.15元/度，按照0.2277元/度的燃煤标杆电价，实际上每度电平均能收到7分钱左右的售电收益，新疆也差不多。”
西北地区如新疆等弃光率较为严重的地区都出台了各地的执行标准，远低于国家规定的最低保障小时数。“基础保障发电小时数基本只有400-500小时左右，2018年北疆地区平均发电小时数在1200小时左右，可能有60%左右都是通过市场交易完成的”，上述人士表示，“能发出来就很好了，起码还能获得补贴”。但在中部地区，这暂时还是首例，这也意味着山西省的消纳正接近极限。
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