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編者按：基礎(chǔ)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(fēng)電以及光伏在內(nèi)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(fēng)”、“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(yùn)作的內(nèi)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(yīng)規(guī)模的發(fā)電權(quán)，價(jià)格為0.09元/千瓦時(shí)。

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

就銀星能源的公告來看，一個(gè)49.5兆瓦的風(fēng)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(gè)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(guān)于做好風(fēng)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(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)與當(dāng)?shù)孛弘姌?biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)(含脫硫、脫硝、除塵)的差額享受可再生能源補(bǔ)貼。這意味著，這部分發(fā)電量的最終的價(jià)格，為當(dāng)?shù)氐拿摿螂妰r(jià)+補(bǔ)貼-購買發(fā)電權(quán)的費(fèi)用。相較基礎(chǔ)電量，最大的不同是發(fā)電權(quán)費(fèi)用。

“基礎(chǔ)電量”模式登場

根據(jù)電改中的設(shè)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(nèi)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(yīng)由電網(wǎng)企業(yè)按標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)和最低保障收購年利用小時(shí)數(shù)全額結(jié)算，超出最低保障收購年利用小時(shí)數(shù)的部分應(yīng)通過市場交易方式消納，由風(fēng)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(jìn)行交易。

上述通知還規(guī)定，地方政府能源主管部門或經(jīng)濟(jì)運(yùn)行主管部門應(yīng)積極組織風(fēng)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(shí)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(zhuǎn)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(diào)峰獲得。

其中，火電企業(yè)合同電量交易分兩個(gè)階段開展。第一階段是先期參與直接交易的統(tǒng)調(diào)火電企業(yè)與電力用戶直接交易，第一階段結(jié)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(zhuǎn)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(jià)差，最高不超過平均價(jià)3倍，最高限價(jià)根據(jù)實(shí)際情況適時(shí)調(diào)整。

上述方案還規(guī)定，未購得發(fā)電權(quán)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(gè)交易周期未參與合同轉(zhuǎn)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(quán)交易的新能源裝機(jī)規(guī)模為120.78萬千瓦，其中風(fēng)電115.78萬千瓦，光伏5萬千瓦，購買的發(fā)電權(quán)合計(jì)為99324萬千瓦時(shí)。如果以0.09/千瓦時(shí)的價(jià)格計(jì)算，其購買發(fā)電權(quán)的總費(fèi)用8936.16萬元。

而根據(jù)前述保障性收購?fù)ㄖ?，新能源發(fā)電站的市場電量仍然會按新能源標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)與當(dāng)?shù)孛弘姌?biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)(含脫硫、脫硝、除塵)的差額享受可再生能源補(bǔ)貼。這意味著，其最終的價(jià)格為當(dāng)?shù)氐拿摿螂妰r(jià)+補(bǔ)貼-購買發(fā)電權(quán)的費(fèi)用。相較基礎(chǔ)電量，最大的不同是發(fā)電權(quán)費(fèi)用。

以銀星能源來看，其20MW的光伏電站需要購買的發(fā)電權(quán)為1660度，整體費(fèi)用約為150萬元，對電站的年收益而言，并非一個(gè)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(chǔ)電量+市場電量模式，可能只限于存在“棄光”的地區(qū)。

原標(biāo)題：基礎(chǔ)電量”模式登場 光伏電站收益面臨考驗(yàn)