陕西省发改委、国家能源局西北监管局日前印发《陕西省2021年新能源发电企业参与市场化交易实施方案》（下称《实施方案》），明确指出陕西省光伏、风电保障利用小时数分别降至1250小时、1700小时。换言之，2021年陕西将有约41亿千瓦时新能源电力参与市场化交易。与此同时，《实施方案》明确提出，后续年份将根据陕西新能源装机规模及运行实际，逐步扩大市场化电量规模、调整保障利用小时数。

在国家保证性收购政策依然有效的当下，陕西明文要求降低新能源保障利用小时数的举动立即引发行业热议。此举是否符合国家政策要求？新的保障利用小时数如何确定？新政出台后陕西新能源发展又将面临哪些实际问题？

2016年，国家发改委、国家能源局曾印发《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，下称“1150号文”），明确规定了风电和光伏重点地区的最低保障收购年利用小时数。其中，陕西榆林、延安属光伏Ⅱ类资源区，保障性收购小时数为1300小时。“1150号文”同时强调，未制定保障性收购要求的地区应根据资源条件按标杆上网电价全额收购风电、光伏发电项目发电量。未经国家发改委、国家能源局同意，不得随意设定最低保障收购年利用小时数。

“在国家层面未出台相关政策的情况下，陕西省发改委自行设定了光伏、风电保障利用小时数，同时提高了市场化交易电量。”中国光伏行业协会副秘书长刘译阳指出，“陕西此次新政违背了现行国家保障性收购政策。”

那么，《交易方案》是否事先征得上级主管部门同意？新政的出台又经历了怎样的过程呢？

“我们在前期就跟国家能源局上报过了。”国家能源局西北能源监管局相关负责人透露，不仅如此，新政出台前省内主管部门还和一些新能源企业专门召开会议讨论此事。“这其中包括五大电力集团和一些民营企业。”

对于新政出台的过程，陕西省发改委在接受记者采访时表示，2019年4月，陕西省发改委、国家能源局西北监管局曾会同省内电网、发电企业赴延安、榆林两地，针对新能源规划接入、弃风弃光、电力外送、市场化交易等问题进行过调研。因当时国家在新能源补贴方面的政策不明确，陕西新能源市场化交易方案迟迟未能出台。2020年1月，国家财政部、国家发改委、国家能源局发布《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4号），明确了可再生能源补贴资金的结算规则，附加补助资金仍按照国家政策执行，不受市场化交易影响，为新能源市场化创造了有利条件。2020年7月24日、10月24日，陕西省电力市场管理委员会先后两次召开会议。“全体市场成员均对新能源参与市场化交易进行了充分讨论，提出尽早出台省内新能源市场化交易政策的应对措施，通过外送解决省内新能源消纳难题，市场管理委员会认为建议措施切实可行。”

但对于记者提出的“是否已征得国家发改委批准同意”的问题，陕西省发改委并未作出明确回复。

上报过国家能源局、召开过专题会议，那么新政中的保障利用小时数是否得到各方认可呢？光伏1250小时、风电1700小时的保障利用小时数到底是如何确定的呢？

陕西省发改委方面表示，以接入国网系统新能源装机运行数据统计分析，截至2020年底，陕西省风电装机容量792万千瓦，平均利用小时数2026小时，发电量80.17亿千瓦时；光伏装机容量822万千瓦，平均利用小时数1464小时，发电量93.87亿千瓦时。“据测算，2021年省内绿电交易需要新能源市场化交易电量约40-45亿千瓦时，约占新能源发电量的15%，以此核算，2021年新能源保障利用小时数为风电1722小时、光伏1244小时，取整确定风电1700小时、光伏1250小时，略微低于‘1150号文’中对陕西核定的保障利用小时数。”

“《实施方案》规定的小时数的确偏低。”中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎坦言，“整个政策也不应该如此‘简单粗暴’。”

刘译阳进一步指出，《实施方案》并未考虑到实际操作层面不同项目的差别。“以陕西光照资源最好的榆林为例，光伏平均利用小时数可以达到1550小时，按照此方案，将有300小时的发电量需要参与市场化交易，或以更低的价格被电网收购。以陕西跨省外送江苏的电力价格0.229元/千瓦时为例（远低于当地脱硫煤标杆电价0.3545元/千瓦时），榆林某300MW平价项目的综合上网电价至少要下降7个百分点，年发电收入减少约1200万元。”

刘译阳强调，《实施方案》还同时提出“后续年份逐步扩大市场化交易规模，调整保障利用小时数”，“此举将增加项目收益的不确定性，削弱投资建设的积极性。”

 “2021年起弃电率将大幅上涨，需通过市场化方式提升消纳水平”

稍早前我国提出了“2030年风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上”的目标。在此背景下，陕西为何推出与当前舆论环境“不甚协调”的新政？陕西省发改委方面对此向记者道出了自己的苦衷。

“‘十三五’期间陕西新能源装机快速增长，2021年起弃电率将大幅上涨，需通过市场化方式提升消纳水平。”陕西省发改委提供的数据显示，2020年底，陕西新能源装机已达1883万千瓦，同比增长90%，较2016年“1150号文”发布时已增长3.65倍。“今年1月，陕西电网处于大负荷运行时段，国网经营区用电量高达148.47亿千瓦时，增长16%。即便是在用电量如此高增长、陕西电网充分发挥现有调控技术手段的情况下，新能源弃电率仍高达4.14%，是2020年全年平均弃电率的2倍。后续月份，受气温回升用电负荷回落、外送电量减少、新能源装机持续增长等因素影响，新能源弃电率将超过15%。”

此外，来自外送方面的压力也始终困扰着陕西。“受制于新能源未参与市场化交易，陕西电力外送全部依靠火电，且送出价格偏高，无法满足购电省购入可再生能源电力的需求，导致陕西在电力外送市场中的竞争力严重削弱。”因此，陕西省发改委表示，提高陕西电力外送竞争力，也需要新能源进入市场，发挥电价优势。

“全国很多省份都有这样的做法，只是没有明确发文。陕西发布了《实施方案》，就成了众矢之的。”上述西北监管局相关负责人告诉记者，“自行降低保障利用小时数”在国内其实并不鲜见。“‘1150号文’对保障利用小时数进行了规定，但实际上，至少从西北来看，在实际运行过程很多都无法达到。为使新能源进入市场，很多地方都曾试图调整保障利用小时数，西北监管局在‘1150号文’出台后就曾向国家能源局汇报过，但并没有收到正式的书面答复。”

“就在‘1150号文’下发当天，宁夏自治区也给国家发改委运行局上报了一个自行核定的保障利用小时数，比‘1150号文’规定的要低，也获得了批复。这意味着，国家发改委和宁夏自治区在同一天下达的两个文件，形成了两个不同的标准。”有知情人士告诉记者，其实近年来宁夏执行的一直是“低标准”保量保价，差额部分保量竞价，参与市场化交易。

陕西省发改委方面表示，下一步，将适时出台新能源交易实施细则。“结合2021年新能源发电企业参与市场化交易的实际情况，陕西省电力市场管理委员会将及时研究编制《陕西省新能源市场化交易实施细则》，经公开征求各市场主体意见后报陕西省发改委、国家能源局西北监管局备案印发实施。”