四川三州一市光伏挑戰:低於煤電價競價 豐水期全量交易

  四川三州一市光伏極限挑戰:低於煤電價競價,豐水期全量交易

  四川省“三州一市”光伏基地拋出80萬千瓦光伏指標,但嚴苛的附帶條件導致這塊蛋糕並不容易吃到:根據競價規則,開發方的申報電價不得高於當地燃煤發電基準價(即0.4012元/千瓦時),該價格作為平枯期結算電價。在豐水期,項目須全電量參與市場化交易。對於正身處平價窗口期的光伏行業而言,這相當於項目收益率再次面臨極限挑戰。

  四川省發改委、四川省能源局近日印發的《四川省2020年光伏發電項目競爭配置工作方案》提出,根據對“三州一市”光伏基地送出通道能力的分析,結合該省當前電力供需形勢和穩投資需要,確定2020年度光伏項目開發規模為80萬千瓦,其中攀枝花市、阿壩州、甘孜州、涼山州各20萬千瓦。原則上單個標的項目建設規模不得低於10萬千瓦。

  圍繞投資方最關心的電價,該方案提出,開發企業申報的上網電價不得高於四川省燃煤發電基準價。自今年1月1日起,國內燃煤發電標桿上網電價機制已改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制,四川的基準價為每千瓦時0.4012元。

  根據競價規則,市(州)將開發權配置給滿足競爭公告條件及要求,且申報上網電價最低的開發企業。同一項目若申報企業少於三家,則本次競爭配置無效。若出現最低申報上網電價相同且造成開發規模滿額,由最低上網電價申報企業現場再次競爭確定(再次競爭電價不得高於原申報電價)。

  配套文件《光伏基地項目競爭配置實施方案》(大綱)提出,項目申報的上網電價為平枯期結算電價,中標企業與電網企業簽訂長期購售電合同(不少於20年)。豐水期全電量參與市場化交易;不參與市場化交易的,結算電價按照四川省豐水期(6-10月)光伏發電市場化交易有關文件執行。

  四川是水電大省。2017年5月,四川曾繼另一水電大省雲南之後,提出以水電替代脫硫燃煤電價結算風光電,引發行業爭議。

  彼時,該省《2017年度推進電力價格改革十項措施》要求,四川電網風電和光伏豐水期發電量全部參與電力市場化交易。未參與市場化交易上網電量由電網企業按照四川電網豐水期市場交易價格進行結算。這相當於,變相下調了新能源上網電價。官方解釋稱,這是因為“2016年四川水電參與市場化交易電量已達50%,而風電、光伏仍實行保量保價全額收購,且購電成本較高。結合四川實際,為在豐水期公平參與電力市場交易,統籌平衡各類發電主體的利益”。

  四川省《關於推進2018年豐水期風電光伏發電市場化交易的通知》規定,除分佈式風電、分佈式光伏和光伏扶貧項目以外的風電、光伏上網電量,由國網四川省電力公司每月通過四川電力交易平台採取掛牌方式代居民用戶優先採購。參與優先採購的風電和光伏發電企業,其全部上網電量按0.21元/千瓦時(2018年豐水期中長期外送電量加權平均上網電價水平)結算。

  0.21元/千瓦時,這一豐水期上網電價意味着許多項目的電價較最初核定電價直接腰斬,項目投資收益率急劇承壓。

  對於前述四川省“三州一市”低價競價疊加豐水期參與交易的方案,同樣不乏爭議。

  有業內人士認為,從平價到低價應該有個漸進式過渡過程,強制性的低電價與電力市場交易令項目難以保障正常收益率,且“最低價中標”還可能導致低價惡性競爭,不利於行業健康發展。

  記者 楊漾

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