中國儲能網(wǎng)訊：在蒙西，新能源企業(yè)賣電給多晶硅生產(chǎn)廠，1度電能賣多少錢？
答案是——0.0557元。
“嗬，一度電才5分多錢，夠便宜的?！甭牭竭@樣的價格，有行業(yè)人士說，“發(fā)電企業(yè)居然能答應？這個價格賣，不虧本嗎？”
近日，蒙西地區(qū)多家新能源發(fā)電企業(yè)向記者反映，2016年以來，在與當?shù)貞?zhàn)略性新興特色優(yōu)勢產(chǎn)業(yè)進行“專場交易”的過程中，發(fā)電企業(yè)拿到的電價一直維持在0.05元/度左右。
“要是我自己簽的雙邊協(xié)議，就是賠死我也認，但現(xiàn)在是拿一個強制低價塞給我，就是每度電五分多錢，我們根本就見不到客戶，沒有討價還價的余地。如果繼續(xù)這樣，明年我們十有八九就過不下去了?！泵鎸o力更改的“超低電價”，蒙西地區(qū)某風電項目的營銷負責人張某向記者倒起了苦水。
0.05元/度左右的價格到底是怎樣形成的？為何企業(yè)會答應交易？為何電價執(zhí)行了5年，企業(yè)才開始反映這一問題？
“只有參與交易并且接受0.05元/度左右的價格，才能維持項目的最低保障性收購小時數(shù)”
張某口中“五分多錢”的“強制低價”，源自2016年5月內(nèi)蒙古自治區(qū)政府發(fā)布的《關于進一步深化電力體制改革促進產(chǎn)業(yè)結(jié)構調(diào)整有關事宜的通知》。根據(jù)《通知》，戰(zhàn)略性新興特色優(yōu)勢產(chǎn)業(yè)用電要進行充分競價；符合國家產(chǎn)業(yè)政策的多（單）晶硅、云計算、大數(shù)據(jù)、藍寶石、碳纖維、碳化硅系列、石墨電極以及稀土終端應用產(chǎn)品等行業(yè)生產(chǎn)用電以及新能源汽車充電、電供熱用電被列入優(yōu)先交易范圍，風光發(fā)電參與，不設限值，同時通過自治區(qū)電價調(diào)節(jié)資金進行補貼（最高不超過0.03元/度），使目標交易到戶電價達到0.26元/度。
據(jù)此，按照0.26元/度的到戶價計算，扣除輸配電價等費用，新能源發(fā)電企業(yè)最終能夠拿到手的電價就是0.05元/度左右。據(jù)蒙西地區(qū)某新能源企業(yè)負責人韓某透露，近兩年來，在蒙西電網(wǎng)范圍內(nèi)，每年以該價格成交的電量在150億度左右。
“一方面，政府想支持特色產(chǎn)業(yè)，另一方面，在2016-2017年前后，內(nèi)蒙古棄風限電問題突出，2017年更是進入到國家風電投資的‘紅色預警’名單中。”張某表示，基于上述兩點考量，當時自治區(qū)政府就提出，讓新能源嘗試入市交易?！霸谶@一過程中，是否參與市場交易與項目的優(yōu)先發(fā)電權緊緊掛鉤。只有參與交易并且接受0.05元/度左右的價格，才能維持項目的最低保障性收購小時數(shù)。一旦出現(xiàn)限電的情況，肯定是先限沒參與交易或者參與量小的發(fā)電項目?！?
據(jù)悉，為保障風電、光伏發(fā)電的持續(xù)健康發(fā)展，2016年，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)了《關于做好風電、光伏發(fā)電全額保障性收購管理工作的通知》，明確規(guī)定了風電和光伏發(fā)電重點地區(qū)的最低保障收購年利用小時數(shù)。按照相關規(guī)定，最低保障收購小時數(shù)內(nèi)的發(fā)電量，電網(wǎng)企業(yè)需按照包含國家補貼的標桿上網(wǎng)電價進行收購結(jié)算。以蒙西地區(qū)風電為例，如項目在2015年內(nèi)核準建設，則最低保障性收購小時數(shù)內(nèi)的電價可以達到0.49元/度。
“近兩年來，蒙西地區(qū)風電項目的最低保障收購小時數(shù)為1500小時。保障了1500小時的收購，基本就保障了項目至少可以不虧錢?！睆埬程寡?，“額外的電量通過市場交易，即便是價格很低，也總比棄掉強，所以這么多年大家也就這么過來了?！?
“‘強制低價’政策的實施條件即將改變”“所以，這一‘強制低價’交易也應該相應改變”
5年都“這么過來了”，為何新能源發(fā)電企業(yè)突然要打破現(xiàn)狀呢？
“我們現(xiàn)在掌握的情況是，明年開始蒙西新能源項目參與現(xiàn)貨交易的規(guī)則將發(fā)生變化?？赡苁侨娏窟M市場，也就是說，項目不再享受1500小時的最低保障性收購電量，全部要市場競價；
也可能是僅保留300-500小時的保障性收購電量，剩余絕大部分電量要市場競價。”張某表示，市場競爭得出的最終電價勢必會大幅低于當前0.49元/度的保障性收購價格?！皟r格下降這么多，項目會面臨很大生存壓力?！?
除了保障性收購電量面臨壓縮，新能源項目還需要高價購入電力，滿足負荷曲線的“考核”?！霸诂F(xiàn)貨市場中，新能源項目會像火電、水電等其他電源一樣，分得自己的負荷曲線。新能源項目需要按照這條曲線的高低，相應調(diào)整自己的出力，這樣才能完成電力交易。但新能源電力天生具有間歇性、不穩(wěn)定性，在負荷曲線很高時，新能源項目可能因為風變小了、太陽被云遮住了等原因發(fā)不了電，導致無法滿足負荷曲線的要求，因此需要花很高的價格去市場上購電才能履約。無論是在技術上還是在成本投入上，這對我們而言都是很大的挑戰(zhàn)?！睆埬痴f。
在保障性收購、負荷曲線考核“一減一增”的背景下，如果還要拿出部分電量來執(zhí)行0.05元/度的“強制低價”，那么蒙西新能源發(fā)電企業(yè)擔心，項目的虧損風險將大大增加。
“我們現(xiàn)在想反映一下這個‘強制低價’的問題，希望能在這方面為企業(yè)找補回一點收益。”張某說，“畢竟新能源電力市場化交易是大勢所趨，企業(yè)只能順應這一趨勢；但‘強制低價’政策的實施條件即將改變，因為要推動市場化交易，當初的1500小時保障政策肯定會變動的，所以，這一‘強制低價’交易也應該相應改變。0.05元/度的價格，實在是太低了?！?
主管部門也同樣“頭疼”。
“對于存量的新能源項目，我們其實很想保障1500小時的最低保障性收購，但現(xiàn)在國家要求工商業(yè)用戶全部進市場。”內(nèi)蒙古工信廳經(jīng)濟運行局副局長強華表示，“一旦按此實施，我們也很難保障1500小時的基數(shù)。”
根據(jù)今年10月國家發(fā)改委發(fā)布的《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》（發(fā)改價格〔2021〕1439號），各地要有序推動工商業(yè)用戶全部進入電力市場，按照市場價格購電。
“工商業(yè)用戶全部進入市場，就意味著只有農(nóng)用電、居民用電等一小部分電量不參加市場交易?！睆娙A坦言，整個蒙西電網(wǎng)范圍內(nèi)的農(nóng)用電、居民用電電量匯總后，即便是全部交由新能源發(fā)電企業(yè)供給，也只能滿足最多600小時的保障性收購。
“我們現(xiàn)在也不知道該怎么辦。我們正在和國家相關部門溝通，希望有一個妥善的解決方案?！睆娙A說。
“新能源到底該如何進入市場？原有的規(guī)定該怎么處理？新的制度要如何建立？”
有行業(yè)知情人透露，不僅僅是蒙西地區(qū)，政府部門組織專場交易、搞定向優(yōu)惠的現(xiàn)象，其實在全國范圍內(nèi)并不少見。
“政府鼓勵某些特定產(chǎn)業(yè)的初衷可以理解，但也不能為此犧牲新能源發(fā)電企業(yè)的利益?！睆埬痴f，在國家大力推行新能源發(fā)展的背景下，對新能源交易更不應進行非市場化的“限價”?！拔覀円怖斫猱?shù)卣碾y處，畢竟此前他們已經(jīng)承諾給新興產(chǎn)業(yè)優(yōu)惠電價，現(xiàn)在也不好單方面改變現(xiàn)狀。這部分優(yōu)惠電量如果采用市場化競價的話，將會面臨大幅漲價，例如，成交價是0.4元/度，那么政府想要履行0.26元/度的承諾，只能通過補貼，來彌補0.14元/度的差價，這會導致很大數(shù)額的政府財政支出，確實難以實現(xiàn)?！?
有行業(yè)知情人表示：“蒙西地區(qū)想要推進新能源電力的市場化，從中長期進入到現(xiàn)貨，這個思路是沒有問題的。只有真正讓市場運行起來，制度才能逐步完善，不可能等到政策滴水不漏、毫無風險才開始執(zhí)行”。
“內(nèi)蒙古的‘強制低價’問題，之所以現(xiàn)在才暴露出來，主要就是市場交易規(guī)則變化導致的，并不能說責任全在政府部門?！痹谥袊缈圃贺斀?jīng)戰(zhàn)略研究院副研究員馮永晟看來，不僅僅是蒙西地區(qū)，全國各地都普遍面臨著交易機制走向市場化時，舊有交易模式如何銜接的問題。“新能源到底該如何進入市場？原有的規(guī)定該怎么處理？新的制度要如何建立？這些問題，恐怕是內(nèi)蒙古新能源項目反映出的行業(yè)共性問題，需要引起主管部門高度注意并盡快予以解決，否則電價市場化會舉步維艱。”
11月24日召開的中央全面深化改革委員會第二十二次會議指出，“要推進適應能源結(jié)構轉(zhuǎn)型的電力市場機制建設，有序推動新能源參與市場交易，科學指導電力規(guī)劃和有效投資，發(fā)揮電力市場對能源清潔低碳轉(zhuǎn)型的支撐作用?！备母锓较蛞呀?jīng)明確，蒙西新能源電力交易價格如何調(diào)整，我們拭目以待。
