保障1250&1700;小时，陕西新能源电力交易新政出台，光伏、风电收益迎来巨大不确定性

1月20日，陕西发改委、国家能源局西北监管局印发《陕西省2021年新能源发电企业参与市场化交易实施方案》，要求新能源企业按照近三年平均发电小时数的15%参与市场交易（保量竞价部分），而“保量保价”部分即光伏、风电保障利用小时数分别降至1250小时、1700小时；上述两部分之外的电量视为超发电量，即在保障小时数以及市场交易电量之外的发电量部分，按当年新能源发电企业外送平均价格的10%进行下浮，再由电网进行收购。

这一规则的制定对于陕西的新能源发展几乎是一场灾难。第一，从光照资源区来看，陕西横跨Ⅱ、Ⅲ两类，但文件却未对此加以区分对待，划定了一刀切的交易比例，显然，光照资源越好、越优质的项目受到的影响也越大；反而那些风速低、日照差的项目一点也不用参与电力交易。

以榆林为例，这是陕西光照资源最好的地区，同时也是风、光装机最为集中的区域。截至2019年底，榆林累计光伏装机达到4GW，光伏平均利用小时数可以达到1550小时，按照上述规则，将有300小时的发电量需要参与市场化交易，或者以更低的价格被电网收购。

其次，参与电力市场交易，意味着项目收益率大打折扣。文件中明确了参与市场交易的三种形式，分别是跨省区外送、省内“绿电”、省内合同电量转移。据光伏們了解，陕西跨省区外送电力价格为0.229元/度，而陕西的脱硫煤标杆电价为0.3545元/度，这相当于上网电价打了6.5折。而另外两种形式因为此前并没有先例，某业内人士透露，可能会比外送价格还低。

不仅如此，陕西此次文件既没有对存量、新增项目加以区分，也没有对之后的市场交易比例进行明确。这不仅将极大的降低存量项目的收益率，也会进一步导致新建项目完全无法测算收益率。从领跑者项目到竞价项目，无论是存量项目还是新增项目，每年都在调整的交易比例将极大的影响项目的收益率与持续投资稳定性。

第三，就平价项目来说，国家发展改革委、国家能源局在《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》明确指出，对风电、光伏发电平价上网项目和低价上网项目，电网企业应确保项目所发电量全额上网。

此前，财政部为了解决补贴拖欠问题，出台了合理利用小时数的规定，但这仅仅是针对需要补贴的新能源电站，按照文件，合理利用小时数之外的电量即按照脱硫煤标杆电价进行全额收购。某央企负责人表示，按照这一文件进行测算，他们已经建成的电站都将无法达到收益率目标，这意味着项目投资失败，相关部门负责人将被问责。

随着装机比例越来越高，新能源参与电力市场交易是大势所趋，但是这需要制定合理的规则引导行业有序过渡，而不是一刀切粗暴的对待。陕西此次政策的出台，不仅对投资企业的实际情况考虑不够充分，更重要的是，文件也没有公开进行征求意见，就直接印发了正式通知，于情于理都不符合相关规定，同时也将影响该省份投资企业的积极性。同时，越来越多地区提出了新能源配套储能的要求，如何平衡电力市场化交易与储能配套的影响，也值得各地主管部门思考。

笔者建议，陕西相关主管部门是否可以对存量和增量项目的电力交易管理分开管理，即便是对于新增的装机，可以制定一个可预判的交易比例，如明确2021年新建电站的全生命周期的交易小时数或者比例，随着未来建设成本的降低，再逐渐增加新建电站的交易小时数，这样更便于投资企业测算长期的收益率。在以央、国企为主的投资环境下，市场环境有必要给出一个更稳定的收益预期，毕竟这些央、国企有明确的投资要求和收益率边界。

在进入全面平价之后，地方政府在新能源发展管理上话语权越来越重，出台相关政策时一定要多方面考虑，尽可能减少对新能源投资企业的“伤害”。

政策原文见下：