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【解读】
如果项目有能力达到2300的年利用小时数,那么超出2180保障范围的120小时对应电量就能够以较低的价格竞争取得售电合同,必要时可以用零电价甚至负电价参与市场交易,通过市场化的手段实现市场交易电量部分的优先上网。
当前我国西北地区的一些省份推行的所谓“直供交易”,是违反《可再生能源法》的行为,必须予以纠正。
低于标杆电价的直供交易应该是在完成保障性收购电量的前提下,对超额部分做出的市场性安排,即只有市场交易电量部分,才能执行市场价格。
同时,《办法》对市场交易电量也要享受可再生能源补贴做出了规定,“参与市场交易的可再生能源发电量按照项目所在地的补贴标准享受可再生能源电价补贴”,即市场交易电量价格=市场竞争取得的电价+(当地可再生能源标杆上网电价-当地火电脱硫脱硝标杆电价)。
需要指出的是,保障性收购电量加市场交易电量的办法主要适用于限电严重地区,中东部不存在限电问题的省份仍要执行全额保价收购,不能借机变相降低电价。
《办法》第二章第七条明确:“不存在限制可再生能源发电情况的地区,电网企业应根据其资源条件保障可再生能源并网发电项目发电量全额收购。”
限电地区可再生能源发电有保底了
国务院能源主管部门会同经济运行主管部门对可再生能源发电受限地区,根据电网输送和系统消纳能力,按照各类标杆电价覆盖区域,参考准许成本加合理收益,核定各类可再生能源并网发电项目保障性收购年利用小时数并予以公布,并根据产业发展情况和可再生能源装机投产情况对各地区各类可再生能源发电保障性收购年利用小时数适时进行调整。
地方有关主管部门负责在具体工作中落实该小时数,可再生能源并网发电项目根据该小时数和装机容量确定保障性收购年上网电量。
【解读】
实际上,我国可再生能源分类电价就是根据各地区资源水平、投资成本、按照内部资本金收益率8%确定的。因此,保障性收购电量也应该按此方法予以确定。
以风电为例,2009年四类风电上网标杆电价的制定以及后面的电价调整,都是依据当时的产业技术水平和投资成本,在保证企业可获得合理利润的前提下做出的,企业也是据此对项目投资行为进行决策。
所以,今天在确定保障小时数的时候,最合理的办法就是参考固定电价制定时依据的利用小时数。
举例来说,我国I类风资源区自2015年1月1日开始执行的风电上网标杆电价是0.49元/千瓦时,所依据的基本测算指标是资本金内部收益率为8%,再加上长期贷款利率4.9%,I类风区建设成本平均8100元/千瓦以及设备折旧等其他指标,则得出一个风电项目的年利用小时数至少要在2180才能保证8%的基本收益。
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此次配额制实施的最大意义在于先“迈开步子,趟出路子”,再对实施中发现的问题提出解决之道。需要注意的是,我国目前的消纳保障机制设计,并非要解决可再生能源建设成本和经济性问题,这一点与美国等国实施的配额制不一样。(来源:微信公众号“中国能源报”ID:cnenergy作者:苏南)历经多年酝酿、几
此次配额制实施的最大意义在于先“迈开步子,趟出路子”,再对实施中发现的问题提出解决之道。需要注意的是,我国目前的消纳保障机制设计,并非要解决可再生能源建设成本和经济性问题,这一点与美国等国实施的配额制不一样。(来源:微信公众号“中国能源报”id:cnenergy)历经多年酝酿、几易其稿的可
此次配额制实施的最大意义在于先“迈开步子,趟出路子”,再对实施中发现的问题提出解决之道。需要注意的是,我国目前的消纳保障机制设计,并非要解决可再生能源建设成本和经济性问题,这一点与美国等国实施的配额制不一样。(来源:微信公众号“中国能源报”ID:cnenergy作者:苏南)历经多年酝酿、几
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