近日，內蒙古自治區(qū)工信廳會同能源局印發(fā)《2021年度內蒙古西部電網(wǎng)發(fā)電量預期調控目標》（征求意見稿），擬對蒙西發(fā)電機組按照“保量保價”與“保量競價”兩種方式進行發(fā)電調控，優(yōu)先安排可再生能源上網(wǎng)發(fā)電。

 

　　根據(jù)文件，為繼續(xù)推進可再生能源就近消納工作，按照“保量保價”和“保量競價”的原則安排可再生能源發(fā)電量。其中，國家明確的風電特許權項目和光伏領跑者項目適當增加“保量保價”電量；平價、競價新能源項目（不含光伏領跑者）參照火電機組市場化比例安排“保量保價”電量和“保量競價”電量；分散式風電、分布式光伏、光伏扶貧項目和地調小水電按全額“保量保價”原則安排，“源網(wǎng)荷儲”分布式交易試點項目并網(wǎng)運行后根據(jù)就近消納情況另行安排。

 

　　光伏方面，全年安排直調光伏機組發(fā)電量140.8億千瓦時，“保量保價”電量為114.7億小時。其中，常規(guī)集中式光伏機組“保量保價”利用小時數(shù)1200小時，平價、競價集中式光伏項目“保量保價”利用小時數(shù)300小時，國家明確的領跑者項目“保量保價”利用小時數(shù)1500小時，直調光伏扶貧、分布式項目按全額保障性收購原則安排。“保量競價”電量則為26.1億千瓦時。

 

　　風電方面，全年安排風電機組發(fā)電量460.2億千瓦時。其中：“保量保價”發(fā)電量309.1億千瓦時（常規(guī)集中式風電機組 “保量保價”利用小時數(shù)1500小時，平價、競價集中式風電項目“保量保價”利用小時數(shù)400小時，國家明確的特許權項目“保量保價”利用小時數(shù)2000小時，分散式風電項目暫按全額保障性收購原則安排）；“保量競價”電量151.2億千瓦時。

 

　　在蒙西《2020年度內蒙古西部電網(wǎng)發(fā)電量預期調控目標》文件中，光伏方面，全年安排直調光伏機組發(fā)電量126億千瓦時。其中：基數(shù)保障發(fā)電量107億千瓦時（常規(guī)集中式光伏機組基數(shù)保障利用小時數(shù)1200小時，領跑者項目基數(shù)保障利用小時數(shù)1500小時，直調光伏扶貧、分布式項目按全額保障性收購原則安排）；市場交易電量19億千瓦時。

 

　　此次平價、競價集中式光伏項目“保量保價”300小時尚屬首次提出。有知情人士透露，這一概念的提出旨在鼓勵發(fā)電企業(yè)對接用戶，簽訂中長期購電協(xié)議。

 

　　7月22日，內蒙古工信廳、發(fā)改委聯(lián)合發(fā)文《關于明確蒙西地區(qū)電力交易市場價格浮動上限并調整部分行業(yè)市場交易政策相關事宜的通知》指出，今年以來，煤價大幅上揚并維持高位運行，煤電企業(yè)產(chǎn)銷成本嚴重倒掛，火電行業(yè)陷入“成本倒掛發(fā)電、全線虧損的狀態(tài)”，發(fā)電能力受到制約，嚴重影響蒙西地區(qū)電力市場交易的正常開展，已經(jīng)對電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行及電力平衡帶來重大風險。

 

　　根據(jù)文件，自2021年8月起，蒙西地區(qū)電力交易市場燃煤發(fā)電電量成交價格在基準價（每千瓦時0.2829元）的基礎上可以上浮不超過10%（上限為每千瓦時0.3112元）。

 

　　有投資企業(yè)認為，“現(xiàn)在火電電力交易市場的成交價格已經(jīng)來到0.31元/千瓦時左右，如果參照該價格，那么要高于當前風電、光伏執(zhí)行的0.2829元/千瓦時的燃煤基準價。”但實際上，大幅縮減保障性收購小時數(shù)對于投資企業(yè)也意味著，結算電費以及收益率的不確定性。據(jù)了解，此前蒙西地區(qū)保障小時數(shù)之外的電量交易價格基本按照按照0.0557元/度結算。

 

 

內蒙古電力交易中心8月電力交易市場均價

 

　　根據(jù)公開資料，2020年內蒙古共11個項目進入國家補貼名單，項目規(guī)模1.4GW，申報電價在0.283——0.3238元/千瓦時范圍內。

 

　　文件還強調，增加基數(shù)保障利用小時數(shù)的新能源發(fā)電企業(yè)，需由盟市工信局核定后上報自治區(qū)工信廳（2020年及以前已上報的不需重新上報），經(jīng)審核后明確具體增加的小時數(shù)并由電網(wǎng)公司負責執(zhí)行。不積極參與電力市場的新能源企業(yè)，超出基數(shù)保障發(fā)電量所產(chǎn)生的限發(fā)電量不納入電網(wǎng)限電統(tǒng)計。

 

　　具體文件見下：