“基礎電量”模式登場 光伏電站收益面臨考驗

:基礎電量加市場電量，一直是火電企業(yè)的主營模式之一。

如今，包括風電以及光伏在內的新能源企業(yè)，正向這一模式看齊，尤其是在那些存在“棄風”、“棄光”的地區(qū)。

作為寧夏本土的新能源主力，銀星能源最近的一紙公告，揭開了這種模式運作的內幕。

根據(jù)公告，銀星能源將向其控股股東所屬的火電企業(yè)購買相應規(guī)模的發(fā)電權，價格為0.09元/千瓦時。

按照慣例，此處的9分錢不是指電價，而是指該部分電量的電價確定模式，即在標桿上網電價中減去9分錢，剩下的才是企業(yè)實際獲得的電價。

就銀星能源的公告來看，一個49.5兆瓦的風電站，需要購買超過2000萬度的市場電量，最高的甚至超過4000萬度，而一個10兆瓦的光伏電站需要購買的市場電量在700萬度左右。

根據(jù)國家發(fā)改委、國家能源局此前下發(fā)的《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》，新能源發(fā)電站的市場電量，仍然會按新能源標桿上網電價與當?shù)孛弘姌藯U上網電價（含脫硫、脫硝、除塵）的差額享受可再生能源補貼。這意味著，這部分發(fā)電量的最終的價格，為當?shù)氐拿摿螂妰r+補貼-購買發(fā)電權的費用。相較基礎電量，最大的不同是發(fā)電權費用。

“基礎電量”模式登場

根據(jù)電改中的設想，解決“棄光”的主要辦法是每年給予光伏電站一定數(shù)量的基本電量，此電量之內的全額收購，超過之外的則由市場化交易方式獲得。

2016年5月份，根據(jù)兩部委發(fā)布的前述通知，保障性收購電量應由電網企業(yè)按標桿上網電價和最低保障收購年利用小時數(shù)全額結算，超出最低保障收購年利用小時數(shù)的部分應通過市場交易方式消納，由風電、光伏發(fā)電企業(yè)與售電企業(yè)或電力用戶通過市場化的方式進行交易。

上述通知還規(guī)定，地方政府能源主管部門或經濟運行主管部門應積極組織風電、光伏發(fā)電企業(yè)與售電企業(yè)或電力用戶開展對接，確保最低保障收購年利用小時數(shù)以外的電量能夠以市場化的方式全額消納。

就寧夏的做法來看，顯然是對上述方式做了一定的變通。即，新能源企業(yè)不直接參與電量市場交易，而是由參與直接交易的火電企業(yè)將自己競購的部分比例電量轉售給新能源企業(yè)。

根據(jù)寧夏發(fā)布的《2017年電力直接交易工作方案》，明確停止新能源企業(yè)參與市場過渡期與電力用戶開展的直接交易，市場電量通過與火電企業(yè)合同電量交易和即將開展的深度調峰獲得。

其中，火電企業(yè)合同電量交易分兩個階段開展。第一階段是先期參與直接交易的統(tǒng)調火電企業(yè)與電力用戶直接交易，第一階段結束后，參與交易的火電企業(yè)按照不低于交易電量20%（暫定）通過合同轉讓給新能源企業(yè)。為避免惡性競爭，合同電量交易不低于火電企業(yè)與電力用戶交易的平均價差，最高不超過平均價3倍，最高限價根據(jù)實際情況適時調整。

上述方案還規(guī)定，未購得發(fā)電權的新能源企業(yè)，視為主動放棄基數(shù)以外的市場電量，連續(xù)兩個交易周期未參與合同轉讓取得市場電量，則取消該企業(yè)下一交易期參與市場資格。

收益率受損

根據(jù)銀星能源的公告，其此次參與發(fā)電權交易的新能源裝機規(guī)模為120.78萬千瓦，其中風電115.78萬千瓦，光伏5萬千瓦，購買的發(fā)電權合計為99324萬千瓦時。如果以0.09/千瓦時的價格計算，其購買發(fā)電權的總費用8936.16萬元。

而根據(jù)前述保障性收購通知，新能源發(fā)電站的市場電量仍然會按新能源標桿上網電價與當?shù)孛弘姌藯U上網電價（含脫硫、脫硝、除塵）的差額享受可再生能源補貼。這意味著，其最終的價格為當?shù)氐拿摿螂妰r+補貼-購買發(fā)電權的費用。相較基礎電量，最大的不同是發(fā)電權費用。

以銀星能源來看，其20MW的光伏電站需要購買的發(fā)電權為1660度，整體費用約為150萬元，對電站的年收益而言，并非一個可以忽略的數(shù)目。

不過，從其他省份出臺的直接電力交易來看，鮮有新能源企業(yè)參與交易的例子。這或許也意味著，這種基礎電量+市場電量模式，可能只限于存在“棄光”的地區(qū)。

原標題:“基礎電量”模式登場，光伏電站收益面臨考驗