四川三州一市光伏極限挑戰(zhàn)：低于煤電價競價，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并不容易吃到：根據(jù)競價規(guī)則，開發(fā)方的申報電價不得高于當?shù)厝济喊l(fā)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。對于正身處平價窗口期的光伏行業(yè)而言，這相當于項目收益率再次面臨極限挑戰(zhàn)。四
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并不容易吃到：根據(jù)競價規(guī)則，開發(fā)方的申報電價不得高于當?shù)厝济喊l(fā)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。對于正身處平價窗口期的光伏行業(yè)而言，這相當于項目收益率再次面臨極限挑戰(zhàn)。
四川省發(fā)改委、四川省能源局近日印發(fā)的《四川省2020年光伏發(fā)電項目競爭配置工作方案》提出，根據(jù)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(wěn)投資需要，確定2020年度光伏項目開發(fā)規(guī)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(guī)模不得低于10萬千瓦。
圍繞投資方最關心的電價，該方案提出，開發(fā)企業(yè)申報的上網(wǎng)電價不得高于四川省燃煤發(fā)電基準價。自今年1月1日起，國內燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)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(jù)競價規(guī)則，市（州）將開發(fā)權配置給滿足競爭公告條件及要求，且申報上網(wǎng)電價最低的開發(fā)企業(yè)。同一項目若申報企業(yè)少于三家，則本次競爭配置無效。若出現(xiàn)最低申報上網(wǎng)電價相同且造成開發(fā)規(guī)模滿額，由最低上網(wǎng)電價申報企業(yè)現(xiàn)場再次競爭確定（再次競爭電價不得高于原申報電價）。
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(wǎng)電價為平枯期結算電價，中標企業(yè)與電網(wǎng)企業(yè)簽訂長期購售電合同（不少于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(fā)電市場化交易有關文件執(zhí)行。
四川是水電大省。2017年5月，四川曾繼另一水電大省云南之后，提出以水電替代脫硫燃煤電價結算風光電，引發(fā)行業(yè)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(wǎng)風電和光伏豐水期發(fā)電量全部參與電力市場化交易。未參與市場化交易上網(wǎng)電量由電網(wǎng)企業(yè)按照四川電網(wǎng)豐水期市場交易價格進行結算。這相當于，變相下調了新能源上網(wǎng)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(tǒng)籌平衡各類發(fā)電主體的利益”。
四川省《關于推進2018年豐水期風電光伏發(fā)電市場化交易的通知》規(guī)定，除分布式風電、分布式光伏和光伏扶貧項目以外的風電、光伏上網(wǎng)電量，由國網(wǎng)四川省電力公司每月通過四川電力交易平臺采取掛牌方式代居民用戶優(yōu)先采購。參與優(yōu)先采購的風電和光伏發(fā)電企業(yè)，其全部上網(wǎng)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(wǎng)電價水平)結算。
0.21元/千瓦時，這一豐水期上網(wǎng)電價意味著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。
對于前述四川省“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(yè)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，不利于行業(yè)健康發(fā)展。
作者：楊漾 來源：澎湃新聞 責任編輯：jianping
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