1月20日，陜西發(fā)改委、國家能源局西北監(jiān)管局印發(fā)《陜西省2021年新能源發(fā)電企業(yè)參與市場化交易實施方案》，要求新能源企業(yè)按照近三年平均發(fā)電小時數(shù)的15%參與市場交易（保量競價部分），而“保量保價”部分即光伏、風電保障利用小時數(shù)分別降至1250小時、1700小時；上述兩部分之外的電量視為超發(fā)電量，即在保障小時數(shù)以及市場交易電量之外的發(fā)電量部分，按當年新能源發(fā)電企業(yè)外送平均價格的10%進行下浮，再由電網進行收購。

這一規(guī)則的制定對于陜西的新能源發(fā)展幾乎是一場災難。第一，從光照資源區(qū)來看，陜西橫跨Ⅱ、Ⅲ兩類，但文件卻未對此加以區(qū)分對待，劃定了一刀切的交易比例，顯然，光照資源越好、越優(yōu)質的項目受到的影響也越大；反而那些風速低、日照差的項目一點也不用參與電力交易。

以榆林為例，這是陜西光照資源最好的地區(qū)，同時也是風、光裝機最為集中的區(qū)域。截至2019年底，榆林累計光伏裝機達到4GW，光伏平均利用小時數(shù)可以達到1550小時，按照上述規(guī)則，將有300小時的發(fā)電量需要參與市場化交易，或者以更低的價格被電網收購。

其次，參與電力市場交易，意味著項目收益率大打折扣。文件中明確了參與市場交易的三種形式，分別是跨省區(qū)外送、省內“綠電”、省內合同電量轉移。據(jù)光伏們了解，陜西跨省區(qū)外送電力價格為0.229元/度，而陜西的脫硫煤標桿電價為0.3545元/度，這相當于上網電價打了6.5折。而另外兩種形式因為此前并沒有先例，某業(yè)內人士透露，可能會比外送價格還低。

不僅如此，陜西此次文件既沒有對存量、新增項目加以區(qū)分，也沒有對之后的市場交易比例進行明確。這不僅將極大的降低存量項目的收益率，也會進一步導致新建項目完全無法測算收益率。從領跑者項目到競價項目，無論是存量項目還是新增項目，每年都在調整的交易比例將極大的影響項目的收益率與持續(xù)投資穩(wěn)定性。

第三，就平價項目來說，國家發(fā)展改革委、國家能源局在《關于積極推進風電、光伏發(fā)電無補貼平價上網有關工作的通知》明確指出，對風電、光伏發(fā)電平價上網項目和低價上網項目，電網企業(yè)應確保項目所發(fā)電量全額上網。

此前，財政部為了解決補貼拖欠問題，出臺了合理利用小時數(shù)的規(guī)定，但這僅僅是針對需要補貼的新能源電站，按照文件，合理利用小時數(shù)之外的電量即按照脫硫煤標桿電價進行全額收購。某央企負責人表示，按照這一文件進行測算，他們已經建成的電站都將無法達到收益率目標，這意味著項目投資失敗，相關部門負責人將被問責。

隨著裝機比例越來越高，新能源參與電力市場交易是大勢所趨，但是這需要制定合理的規(guī)則引導行業(yè)有序過渡，而不是一刀切粗暴的對待。陜西此次政策的出臺，不僅對投資企業(yè)的實際情況考慮不夠充分，更重要的是，文件也沒有公開進行征求意見，就直接印發(fā)了正式通知，于情于理都不符合相關規(guī)定，同時也將影響該省份投資企業(yè)的積極性。同時，越來越多地區(qū)提出了新能源配套儲能的要求，如何平衡電力市場化交易與儲能配套的影響，也值得各地主管部門思考。

筆者建議，陜西相關主管部門是否可以對存量和增量項目的電力交易管理分開管理，即便是對于新增的裝機，可以制定一個可預判的交易比例，如明確2021年新建電站的全生命周期的交易小時數(shù)或者比例，隨著未來建設成本的降低，再逐漸增加新建電站的交易小時數(shù)，這樣更便于投資企業(yè)測算長期的收益率。在以央、國企為主的投資環(huán)境下，市場環(huán)境有必要給出一個更穩(wěn)定的收益預期，畢竟這些央、國企有明確的投資要求和收益率邊界。

在進入全面平價之后，地方政府在新能源發(fā)展管理上話語權越來越重，出臺相關政策時一定要多方面考慮，盡可能減少對新能源投資企業(yè)的“傷害”。

政策原文見下：