蒙西2021年發(fā)電量調控征求意見(jiàn)：競、平價(jià)風(fēng)電、光伏項目保量保價(jià)小時(shí)數降至400/300

近日，內蒙古自治區工信廳會(huì )同能源局印發(fā)《2021年度內蒙古西部電網(wǎng)發(fā)電量預期調控目標》(征求意見(jiàn)稿)，擬對蒙西發(fā)電機組按照“保量保價(jià)”與“保量競價(jià)”兩種方式進(jìn)行發(fā)電調控，優(yōu)先安排可再生能源上網(wǎng)發(fā)電。

根據文件，為繼續推進(jìn)可再生能源就近消納工作，按照“保量保價(jià)”和“保量競價(jià)”的原則安排可再生能源發(fā)電量。其中，國家明確的風(fēng)電特許權項目和光伏領(lǐng)跑者項目適當增加“保量保價(jià)”電量;平價(jià)、競價(jià)新能源項目(不含光伏領(lǐng)跑者)參照火電機組市場(chǎng)化比例安排“保量保價(jià)”電量和“保量競價(jià)”電量;分散式風(fēng)電、分布式光伏、光伏扶貧項目和地調小水電按全額“保量保價(jià)”原則安排，“源網(wǎng)荷儲”分布式交易試點(diǎn)項目并網(wǎng)運行后根據就近消納情況另行安排。

光伏方面，全年安排直調光伏機組發(fā)電量140.8億千瓦時(shí)，“保量保價(jià)”電量為114.7億小時(shí)。其中，常規集中式光伏機組“保量保價(jià)”利用小時(shí)數1200小時(shí)，平價(jià)、競價(jià)集中式光伏項目“保量保價(jià)”利用小時(shí)數300小時(shí)，國家明確的領(lǐng)跑者項目“保量保價(jià)”利用小時(shí)數1500小時(shí)，直調光伏扶貧、分布式項目按全額保障性收購原則安排。“保量競價(jià)”電量則為26.1億千瓦時(shí)。

風(fēng)電方面，全年安排風(fēng)電機組發(fā)電量460.2億千瓦時(shí)。其中：“保量保價(jià)”發(fā)電量309.1億千瓦時(shí)(常規集中式風(fēng)電機組“保量保價(jià)”利用小時(shí)數1500小時(shí)，平價(jià)、競價(jià)集中式風(fēng)電項目“保量保價(jià)”利用小時(shí)數400小時(shí)，國家明確的特許權項目“保量保價(jià)”利用小時(shí)數2000小時(shí)，分散式風(fēng)電項目暫按全額保障性收購原則安排);“保量競價(jià)”電量151.2億千瓦時(shí)。

對比蒙西《2020年度內蒙古西部電網(wǎng)發(fā)電量預期調控目標》文件，風(fēng)電方面，全年安排風(fēng)電機組發(fā)電量415億千瓦時(shí)。其中：基數保障發(fā)電量302億千瓦時(shí)(常規集中式風(fēng)電機組基數保障利用小時(shí)數1500小時(shí)，特許權項目基數保障利用小時(shí)數2000小時(shí)，分散式風(fēng)電項目按全額保障性收購原則安排);市場(chǎng)交易電量113億千瓦時(shí)。

可以看到，此次平價(jià)、競價(jià)集中式風(fēng)電項目“保量保價(jià)”利用小時(shí)數400小時(shí)屬于首次提出。據知情人士透露，這一概念的提出，旨在鼓勵發(fā)電企業(yè)對接用戶(hù)，簽訂中長(cháng)期購電協(xié)議。

7月22日，內蒙古工信廳、發(fā)改委聯(lián)合發(fā)文《關(guān)于明確蒙西地區電力交易市場(chǎng)價(jià)格浮動(dòng)上限并調整部分行業(yè)市場(chǎng)交易政策相關(guān)事宜的通知》：今年以來(lái)，煤價(jià)大幅上揚并維持高位運行，煤電企業(yè)產(chǎn)銷(xiāo)成本嚴重倒掛，火電行業(yè)陷入“成本倒掛發(fā)電、全線(xiàn)虧損的狀態(tài)”，發(fā)電能力受到制約，嚴重影響蒙西地區電力市場(chǎng)交易的正常開(kāi)展，已經(jīng)對電網(wǎng)安全穩定運行及電力平衡帶來(lái)重大風(fēng)險。

根據文件，自2021年8月起，蒙西地區電力交易市場(chǎng)燃煤發(fā)電電量成交價(jià)格在基準價(jià)(每千瓦時(shí)0.2829元)的基礎上可以上浮不超過(guò)10%(上限為每千瓦時(shí)0.3112元)。

有投資企業(yè)認為，“現在火電電力交易市場(chǎng)的成交價(jià)格已經(jīng)來(lái)到0.31元/千瓦時(shí)左右，如果參照該價(jià)格，那么要高于當前風(fēng)電、光伏執行的0.2829元/千瓦時(shí)的燃煤基準價(jià)。”但實(shí)際上，大幅縮減保障性收購小時(shí)數對于投資企業(yè)也意味著(zhù)，結算電費以及收益率的不確定性。據了解，此前蒙西地區保障小時(shí)數之外的電量交易價(jià)格基本按照按照0.0557元/度結算。

內蒙古電力交易中心8月電力交易市場(chǎng)均價(jià)

根據公開(kāi)資料，2020年內蒙古共11個(gè)項目進(jìn)入國家補貼名單，項目規模1.4GW，申報電價(jià)在0.283～0.3238元/千瓦時(shí)范圍內。

文件還強調，增加基數保障利用小時(shí)數的新能源發(fā)電企業(yè)，需由盟市工信局核定后上報自治區工信廳(2020年及以前已上報的不需重新上報)，經(jīng)審核后明確具體增加的小時(shí)數并由電網(wǎng)公司負責執行。不積極參與電力市場(chǎng)的新能源企業(yè)，超出基數保障發(fā)電量所產(chǎn)生的限發(fā)電量不納入電網(wǎng)限電統計。

具體文件見(jiàn)下：