近日，山西省能源局發(fā)布《2020年度省調(diào)發(fā)電企業(yè)發(fā)電量調(diào)控目標預(yù)案》征求意見稿，意見稿中提到，風(fēng)電、光伏機組預(yù)安排基準價電量275億千瓦時，占總基準價電量的39%。風(fēng)電機組安排基準利用小時1200小時，光伏機組安排900小時，新投產(chǎn)風(fēng)電、光伏發(fā)電機組根據(jù)投產(chǎn)月份按比例安排基準利用小時，除執(zhí)行基準電價之外的電量全部參與市場化交易，不參與市場交易或未達成交易者按照《山西省可再生能源發(fā)電全額保障性收購暨補貼管理辦法》執(zhí)行。

2016年，國家發(fā)展改革委、國家能源局下發(fā)《關(guān)于做好風(fēng)電、光伏發(fā)電全額保障性收購管理工作的通知》，核定了重點地區(qū)風(fēng)電、光伏發(fā)電最低保障收購年利用小時數(shù)，其中山西省忻州、朔州、大同為二類資源區(qū)（1400小時），其余地區(qū)為三類資源區(qū)。

得益于充足的光照資源與土地，近兩年來光伏項目扎堆山西，2019年平價+競價項目共計獲批4GW。有業(yè)主告訴光伏們，晉北地區(qū)年度發(fā)電小時數(shù)約為1500小時，個別電站也有到1700小時，山西南部光照稍微差一點，“目前，山西省份暫時沒聽到棄光的消息，晉北地區(qū)有一些棄風(fēng)”。

據(jù)了解，2019年山西省執(zhí)行的保障性收購小時數(shù)為1300/1100小時，此次山西擬將光伏保障性安排小時數(shù)從1300小時降至900小時，意味著光伏電站需犧牲一部分基準價電量來參與市場化交易。“山西省內(nèi)涉及兩個資源區(qū)，這樣一刀切的全劃為900小時，太不合理了”，山西某光伏電站業(yè)主表示。

除了2019年批復(fù)的競價與平價項目之外，山西省內(nèi)還有大同、陽泉、芮城、壽陽、長治等多個領(lǐng)跑者基地。某光伏領(lǐng)跑者項目業(yè)主對此苦不堪言，當(dāng)初領(lǐng)跑者項目都是競價做的，本來已經(jīng)比當(dāng)各地的脫硫煤標桿電價低了，如果執(zhí)行900小時，與當(dāng)初承諾的相差太多了，這對本身已經(jīng)背負巨額補貼的企業(yè)來說，更是‘雪上加霜’”。

根據(jù)國家能源局《關(guān)于推進光伏發(fā)電“領(lǐng)跑者”計劃實施和2017年領(lǐng)跑基地建設(shè)有關(guān)要求的通知》，基地所在省級電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)提供基地項目發(fā)電全額消納或達到國家規(guī)定的最低保障小時數(shù)（或限電比例不超過5%）的論證意見及承諾；而國家能源局在《關(guān)于公布2017年光伏發(fā)電領(lǐng)跑基地名單及落實有關(guān)要求的通知》也明確規(guī)定，領(lǐng)跑者項目建成后需做好基地電力的消納保障，不得以任何理由、任何方式要求企業(yè)競爭降低基地項目收益。

事實上，通過市場交易來滿足最低保障小時數(shù)已有先例，光伏們了解到，目前青海、新疆、甘肅、山西、內(nèi)蒙古等西北省份大部分光伏電站均會參與當(dāng)?shù)氐碾娏κ袌鼋灰住τ谶@些地區(qū)的光伏電站業(yè)主來說，參與市場交易實際上是犧牲降低售電電價來獲取發(fā)電權(quán)。

某光伏電站業(yè)主告訴光伏們，他們位于青海、新疆等地的光伏電站的收益中有六七成都來自于參與電力市場交易所得，因交易形式的不同，讓價幅度也大不相同，“青海電站的平均讓價約為0.15元/度，按照0.2277元/度的燃煤標桿電價，實際上每度電平均能收到7分錢左右的售電收益，新疆也差不多。”

西北地區(qū)如新疆等棄光率較為嚴重的地區(qū)都出臺了各地的執(zhí)行標準，遠低于國家規(guī)定的最低保障小時數(shù)?！盎A(chǔ)保障發(fā)電小時數(shù)基本只有400-500小時左右，2018年北疆地區(qū)平均發(fā)電小時數(shù)在1200小時左右，可能有60%左右都是通過市場交易完成的”，上述人士表示，“能發(fā)出來就很好了，起碼還能獲得補貼”。但在中部地區(qū)，這暫時還是首例，這也意味著山西省的消納正接近極限。

來自：光伏們