市场化猛药恐“逼死”光伏消纳 政策是否下错“药方”？

被动全面参与市场竞价

甘肃光伏风电企业人士告诉记者，以目前的建设节奏估算，甘肃的风电光伏装机明年将达到2000万千瓦，即便以1000小时的年利用小时数计算，发电量也将超过200亿千瓦时，但2016年甘肃电量平衡预计光伏风电“外送+本地消纳”的发电量只有150亿千瓦时左右，大量弃风弃光不可避免。

在此之前，受制于省内疲软的需求，甘肃光伏风电消纳主要依靠外送，但随着经济进入新常态，上述地区接受外来电的动力持续衰减，预计明年甘肃光伏风电外送电量至多与今年持平。

在此背景下，面对仍在持续攀升的装机增量，挖掘省内极为有限的消纳潜力成为“不是办法中的办法”。按照规划，2016年甘肃省内计划消纳100亿千瓦时光伏风电电力，甘肃省方面将光伏风电消纳的出路寄托于当地高耗能企业，决定在2015年小部分发电量试行的光伏风电企业参与大用户直购和风火置换的基础上，于2016年全面执行光伏风电电量参与市场竞价。

11月11日，甘肃省发展改革委、工信委、能监办联合出台《甘肃省2016年电力用户与发电企业直接交易实施细则》。据记者了解，共有158家电力大用户拿出281亿千瓦时电量参与竞价，其中光伏风电竞价电量56.2亿千瓦时，占总交易电量的1/5。截止12月10日，购售电双方已完成交易平台提交工作。

值得注意的是，除了大用户直供电，甘肃已在运作的光伏风电参与自备电厂交易权置换也在采取自由竞价的方式。此外，据记者了解，2016年，包括甘肃在内的西北五省光伏风电外送电量也将采用竞价交易模式。

本末倒置

在消纳持续不畅的背景下，甘肃决定重症下猛药，将包括光伏在内的新能源电力推向全面市场竞价的舞台。但问题是，药方开对了吗？

多位甘肃新能源企业人士在接受记者采访时指出，新能源企业之所以会在电力直接交易中大幅让价，主要是因为保障利用小时数过低，为提高发电量被迫选择“饮鸩止渴”。从其它省份的成功实践看，新能源企业参与电力直接交易通常会有一个“兜底”的保障利用小时数，高出的部分才会参与竞价交易。例如蒙西规定的保障利用小时数是2000小时，即风电超出2000小时以上的部分参与竞价交易。

但甘肃采取了“本末倒置”的做法——新能源需先行参与市场竞价交易，然后根据交易后的剩余电量确定保障利用小时数。换句话说，按照甘肃省2016年的发电计划，新能源保障发电量（即全价收购的电量）与大用户直供发电量（即降价收购的电量）总量为100亿千瓦时，两者存在此消彼长的关系。

这就出现了一个有意思的情况，举个极端的例子，假设新能源企业全都不参与大用户直供竞价交易，那么电量计划中的这100亿千瓦时就全成了全价收购的电量，反而对新能源企业最有利，这样看来政策似乎存在不鼓励新能源企业参与竞价的导向。