保障小时数本就不合理 再打折是否太过分？

电力18讯：2016年5月27日，国家发展改革委、国家能源局发布了《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》（发改能源〔2016〕1150号），其中提出

对部分存在弃风、弃光问题地区核定了最低保障收购年利用小时数，确保最低保障收购年利用小时数以内的电量以最高优先等级优先发电，由电网企业按标杆上网电价和最低保障收购年利用小时数全额结算。



但在各地实际执行过程中，无论电量、电价还是保障小时数核定的过程，都受到了广泛的质疑。



保障小时数已经过时了！



国家电投黄河上游水电开发有限责任公司董事长、党组书记谢小平指出，最低保障收购小时数是根据前五年光伏、风电的平均利用水平进行核定的，那时的技术发展相对落后，组件效率较低，系统效率也不高。2017年，黄河水电新建光伏电站系统效率已经达到83.10%，2018年1-7月，系统效率更是做到了84.40%，比光伏领跑者要求的81%都要高出3.4个百分点。按过去的标准来要求，相当不合理。







在黄河水电的百兆瓦级实证基地，笔者注意到，有相当一部分采用了双玻组件、N型双面组件、跟踪支架等先进技术，大幅增加单瓦发电量，提高利用小时数。“唯一能制约新技术发挥作用的，就是限电、压缩保障小时数了。”技术人员的“大实话”引来一阵唏嘘。







与普通光伏系统相比，N型双面组件可增加8-20%发电量，跟踪支架也可增加10-30%发电量，如果用保障小时数加以限制，增加的初始投资得不到回报，将限制市场应用规模，打压技术人员的研发热情。



电量、电价遭打折



如果保障性收购政策能落实到位，电站投资企业的收益率可以保持在8%以上，不至于亏本。但从实际执行情况来看，很多地区都有“关门打狗”的土政策，通过各种方式侵害可再生能源企业利益，对营商环境造成了极大破坏。







前不久，笔者造访西北地区某光伏项目，电站负责人表示，地方电网公司给出的按标杆电价收购的小时数只有600多小时，考虑到他们“已经完成产业配套任务”，且“积极参与电力交易”，先后两次共奖励25%收购小时数，达到800多小时。



从光照资源来看，该省处于一类资源区，满发可利用小时数超过1500小时。如果按《光伏发电重点地区最低保障收购年利用小时数核定表》，应该保证1500小时都按照0.8元/kWh电价全额收购。相关负责人透露，电网公司会组织他们参与直购电交易，交易电价非常低，超过0.2元/kWh就已经值得庆幸了。“交易电量可以拿补贴，但是需要等几年，我们也不知道。”他无奈地说。







投资企业敢怒不敢言



由于地方政府、电网公司相对投资企业处于绝对强势地位，很多企业面对种种变相侵权的行为不敢发声，助长了前者的气焰。



甘肃、宁夏、内蒙古、黑龙江……挑战国家可再生能源政策的省份一个接一个，自行核定的电价保障远低于相关要求，通过交易降低了当地企业的能成本，表面上既完成了国家下达的保障小时数要求，又完成了“降低工商业电价10%”的目标，一举两得。但实际上，这种“保电量不保电价”的行为严重违反《可再生能源法》和主管部门规定，对发电企业的应得利益造成了极大损害。有业内人士指出，正是因为有关部门没有及时纠正，才导致种种侵权行为愈演愈烈，新能源企业的生存更加艰难。







根据国家能源局发布的《2017年度全国可再生能源电力发展监测评价报告》，全年光伏发电量1182亿千瓦时，只占全部发电量的1.8% .从利用小时数和弃光率来看，比2016年有明显改善，但新疆、甘肃、宁夏仍是新能源企业权益受损“重灾区”。



光伏531新政发布后，企业生存普遍非常艰难，如果地方政府、电网公司继续“雪中送冰”的话，光伏企业想要在国内生存、发展，实现平价上网的目标，就真的遥遥无期了。