光伏900h、风电1200h：山西2020年保障性收购或将“倒车”

12月20日，山西省能源局印发《2020年度省调发电企业发电量调控目标预案》征求意见稿。征求意见稿中提出：“风电、光伏机组预安排基准价电量275亿千瓦时，占总基准价电量的39%。风电机组安排基准利用小时1200小时，光伏机组安排900小时，新投产风电、光伏发电机组根据投产月份按比例安排基准利用小时，除执行基准电价之外的电量全部参与市场化交易，不参与市场交易或未达成交易者按照《山西省可再生能源发电全额保障性收购暨补贴管理办法》执行。”

根据2016年国家发展改革委、国家能源局下发《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，核定了重点地区风电、光伏发电最低保障收购年利用小时数，其中山西省忻州、朔州、大同为二类资源区（1400小时），其余地区为三类资源区。

业内风光电站投资企业表示，山西省能源局发布的意见中的仅保障光伏900小时、风电1200 小时的基准上网数量，已经严重违反国家发展改革委于2016年3月24日印发的“国家发展改革委关于印发《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》的通知”发改能源[2016]625号文件。

根据《中华人民共和国可再生能源法》、《电力监管条例》和国家有关规定，为了促进可再生能源健康发展，规范电网企业（含增量配电网企业，下同）全额保障性收购可再生能源电量行为，保障一定数量的风力发电、太阳能发电、生物质能发电、地热能发电、海洋能发电等非水可再生能源发电小时数量是推动我国能源革命的重要基石。

国家可再生能源发电全额保障性收购管理办法中明确规定，可再生能源发电上网电量包括优先发电电量和市场交易电量两部分。其中，优先发电电量是指保障性收购电量等由国家政策明确要求优先上网的电量。保障性收购电量由国家能源主管部门综合考虑电力系统消纳能力、安全和可再生能源资源条件，参考准许成本加合理收益，结合各地区可再生能源消纳保障责任、电力市场化改革进展、用电需求、负荷特性和调节能力等情况进行核定，并根据可再生能源并网、电网运行、产业发展和成本变化等情况适时进行调整。对于设定保障性收购电量的地区，保障性收购电量之外的市场交易电量由可再生能源发电企业通过参与市场竞争方式获得；未设定保障性收购电量的地区，电网企业在保障电力系统安全和消纳的前提下，依法依规全额收购可再生能源项目上网电量。