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据此,按照0.26元/度的到户价计算,扣除输配电价等费用,新能源发电企业最终能够拿到手的电价就是0.05元/度左右。据蒙西地区某新能源企业负责人韩某透露,近两年来,在蒙西电网范围内,每年以该价格成交的电量在150亿度左右。
“一方面,政府想支持特色产业,另一方面,在2016-2017年前后,内蒙古弃风限电问题突出,2017年更是进入到国家风电投资的‘红色预警’名单中。”张某表示,基于上述两点考量,当时自治区政府就提出,让新能源尝试入市交易。“在这一过程中,是否参与市场交易与项目的优先发电权紧紧挂钩。只有参与交易并且接受0.05元/度左右的价格,才能维持项目的最低保障性收购小时数。一旦出现限电的情况,肯定是先限没参与交易或者参与量小的发电项目。”
据悉,为保障风电、光伏发电的持续健康发展,2016年,国家发改委、国家能源局联合印发了《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》,明确规定了风电和光伏发电重点地区的最低保障收购年利用小时数。按照相关规定,最低保障收购小时数内的发电量,电网企业需按照包含国家补贴的标杆上网电价进行收购结算。以蒙西地区风电为例,如项目在2015年内核准建设,则最低保障性收购小时数内的电价可以达到0.49元/度。
“近两年来,蒙西地区风电项目的最低保障收购小时数为1500小时。保障了1500小时的收购,基本就保障了项目至少可以不亏钱。”张某坦言,“额外的电量通过市场交易,即便是价格很低,也总比弃掉强,所以这么多年大家也就这么过来了。”
“‘强制低价’政策的实施条件即将改变”“所以,这一‘强制低价’交易也应该相应改变”
5年都“这么过来了”,为何新能源发电企业突然要打破现状呢?
“我们现在掌握的情况是,明年开始蒙西新能源项目参与现货交易的规则将发生变化。可能是全电量进市场,也就是说,项目不再享受1500小时的最低保障性收购电量,全部要市场竞价;也可能是仅保留300-500小时的保障性收购电量,剩余绝大部分电量要市场竞价。”张某表示,市场竞争得出的最终电价势必会大幅低于当前0.49元/度的保障性收购价格。“价格下降这么多,项目会面临很大生存压力。”
除了保障性收购电量面临压缩,新能源项目还需要高价购入电力,满足负荷曲线的“考核”。“在现货市场中,新能源项目会像火电、水电等其他电源一样,分得自己的负荷曲线。新能源项目需要按照这条曲线的高低,相应调整自己的出力,这样才能完成电力交易。但新能源电力天生具有间歇性、不稳定性,在负荷曲线很高时,新能源项目可能因为风变小了、太阳被云遮住了等原因发不了电,导致无法满足负荷曲线的要求,因此需要花很高的价格去市场上购电才能履约。无论是在技术上还是在成本投入上,这对我们而言都是很大的挑战。”张某说。
在保障性收购、负荷曲线考核“一减一增”的背景下,如果还要拿出部分电量来执行0.05元/度的“强制低价”,那么蒙西新能源发电企业担心,项目的亏损风险将大大增加。
“我们现在想反映一下这个‘强制低价’的问题,希望能在这方面为企业找补回一点收益。”张某说,“毕竟新能源电力市场化交易是大势所趋,企业只能顺应这一趋势;但‘强制低价’政策的实施条件即将改变,因为要推动市场化交易,当初的1500小时保障政策肯定会变动的,所以,这一‘强制低价’交易也应该相应改变。0.05元/度的价格,实在是太低了。”
主管部门也同样“头疼”。
“对于存量的新能源项目,我们其实很想保障1500小时的最低保障性收购,但现在国家要求工商业用户全部进市场。”内蒙古工信厅经济运行局副局长强华表示,“一旦按此实施,我们也很难保障1500小时的基数。”
根据今年10月国家发改委发布的《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(发改价格〔2021〕1439号),各地要有序推动工商业用户全部进入电力市场,按照市场价格购电。
“工商业用户全部进入市场,就意味着只有农用电、居民用电等一小部分电量不参加市场交易。”强华坦言,整个蒙西电网范围内的农用电、居民用电电量汇总后,即便是全部交由新能源发电企业供给,也只能满足最多600小时的保障性收购。
“我们现在也不知道该怎么办。我们正在和国家相关部门沟通,希望有一个妥善的解决方案。”强华说。
“新能源到底该如何进入市场?原有的规定该怎么处理?新的制度要如何建立?”
有行业知情人透露,不仅仅是蒙西地区,政府部门组织专场交易、搞定向优惠的现象,其实在全国范围内并不少见。
“政府鼓励某些特定产业的初衷可以理解,但也不能为此牺牲新能源发电企业的利益。”张某说,在国家大力推行新能源发展的背景下,对新能源交易更不应进行非市场化的“限价”。“我们也理解当地政府的难处,毕竟此前他们已经承诺给新兴产业优惠电价,现在也不好单方面改变现状。这部分优惠电量如果采用市场化竞价的话,将会面临大幅涨价,例如,成交价是0.4元/度,那么政府想要履行0.26元/度的承诺,只能通过补贴,来弥补0.14元/度的差价,这会导致很大数额的政府财政支出,确实难以实现。”
有行业知情人表示:“蒙西地区想要推进新能源电力的市场化,从中长期进入到现货,这个思路是没有问题的。只有真正让市场运行起来,制度才能逐步完善,不可能等到政策滴水不漏、毫无风险才开始执行”。
“内蒙古的‘强制低价’问题,之所以现在才暴露出来,主要就是市场交易规则变化导致的,并不能说责任全在政府部门。”在中国社科院财经战略研究院副研究员冯永晟看来,不仅仅是蒙西地区,全国各地都普遍面临着交易机制走向市场化时,旧有交易模式如何衔接的问题。“新能源到底该如何进入市场?原有的规定该怎么处理?新的制度要如何建立?这些问题,恐怕是内蒙古新能源项目反映出的行业共性问题,需要引起主管部门高度注意并尽快予以解决,否则电价市场化会举步维艰。”
11月24日召开的中央全面深化改革委员会第二十二次会议指出,“要推进适应能源结构转型的电力市场机制建设,有序推动新能源参与市场交易,科学指导电力规划和有效投资,发挥电力市场对能源清洁低碳转型的支撑作用。”改革方向已经明确,蒙西新能源电力交易价格如何调整,我们拭目以待。
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