來源：中國能源報

在蒙西，新能源企業賣電給多晶硅生產廠，1度電能賣多少錢？

答案是——0.0557元。

“嗬，一度電才5分多錢，夠便宜的。”聽到這樣的價格，有行業人士說，“發電企業居然能答應？這個價格賣，不虧本嗎？”

近日，蒙西地區多家新能源發電企業向記者反映，2016年以來，在與當地戰略性新興特色優勢產業進行“專場交易”的過程中，發電企業拿到的電價一直維持在0.05元/度左右。

“要是我自己簽的雙邊協議，就是賠死我也認，但現在是拿一個強制低價塞給我，就是每度電五分多錢，我們根本就見不到客戶，沒有討價還價的余地。如果繼續這樣，明年我們十有八九就過不下去了。”面對無力更改的“超低電價”，蒙西地區某風電項目的營銷負責人張某向記者倒起了苦水。

0.05元/度左右的價格到底是怎樣形成的？為何企業會答應交易？為何電價執行了5年，企業才開始反映這一問題？

“只有參與交易并且接受0.05元/度左右的價格，才能維持項目的最低保障性收購小時數”

張某口中“五分多錢”的“強制低價”，源自2016年5月內蒙古自治區政府發布的《關于進一步深化電力體制改革促進產業結構調整有關事宜的通知》。根據《通知》，戰略性新興特色優勢產業用電要進行充分競價；符合國家產業政策的多（單）晶硅、云計算、大數據、藍寶石、碳纖維、碳化硅系列、石墨電極以及稀土終端應用產品等行業生產用電以及新能源汽車充電、電供熱用電被列入優先交易范圍，風光發電參與，不設限值，同時通過自治區電價調節資金進行補貼（最高不超過0.03元/度），使目標交易到戶電價達到0.26元/度。

據此，按照0.26元/度的到戶價計算，扣除輸配電價等費用，新能源發電企業最終能夠拿到手的電價就是0.05元/度左右。據蒙西地區某新能源企業負責人韓某透露，近兩年來，在蒙西電網范圍內，每年以該價格成交的電量在150億度左右。

“一方面，政府想支持特色產業，另一方面，在2016-2017年前后，內蒙古棄風限電問題突出，2017年更是進入到國家風電投資的‘紅色預警’名單中。”張某表示，基于上述兩點考量，當時自治區政府就提出，讓新能源嘗試入市交易。“在這一過程中，是否參與市場交易與項目的優先發電權緊緊掛鉤。只有參與交易并且接受0.05元/度左右的價格，才能維持項目的最低保障性收購小時數。一旦出現限電的情況，肯定是先限沒參與交易或者參與量小的發電項目。”

據悉，為保障風電、光伏發電的持續健康發展，2016年，國家發改委、國家能源局聯合印發了《關于做好風電、光伏發電全額保障性收購管理工作的通知》，明確規定了風電和光伏發電重點地區的最低保障收購年利用小時數。按照相關規定，最低保障收購小時數內的發電量，電網企業需按照包含國家補貼的標桿上網電價進行收購結算。以蒙西地區風電為例，如項目在2015年內核準建設，則最低保障性收購小時數內的電價可以達到0.49元/度。

“近兩年來，蒙西地區風電項目的最低保障收購小時數為1500小時。保障了1500小時的收購，基本就保障了項目至少可以不虧錢。”張某坦言，“額外的電量通過市場交易，即便是價格很低，也總比棄掉強，所以這么多年大家也就這么過來了。”

“‘強制低價’政策的實施條件即將改變”“所以，這一‘強制低價’交易也應該相應改變”

5年都“這么過來了”，為何新能源發電企業突然要打破現狀呢？

“我們現在掌握的情況是，明年開始蒙西新能源項目參與現貨交易的規則將發生變化。可能是全電量進市場，也就是說，項目不再享受1500小時的最低保障性收購電量，全部要市場競價；

也可能是僅保留300-500小時的保障性收購電量，剩余絕大部分電量要市場競價。”張某表示，市場競爭得出的最終電價勢必會大幅低于當前0.49元/度的保障性收購價格。“價格下降這么多，項目會面臨很大生存壓力。”

除了保障性收購電量面臨壓縮，新能源項目還需要高價購入電力，滿足負荷曲線的“考核”。“在現貨市場中，新能源項目會像火電、水電等其他電源一樣，分得自己的負荷曲線。新能源項目需要按照這條曲線的高低，相應調整自己的出力，這樣才能完成電力交易。但新能源電力天生具有間歇性、不穩定性，在負荷曲線很高時，新能源項目可能因為風變小了、太陽被云遮住了等原因發不了電，導致無法滿足負荷曲線的要求，因此需要花很高的價格去市場上購電才能履約。無論是在技術上還是在成本投入上，這對我們而言都是很大的挑戰。”張某說。

在保障性收購、負荷曲線考核“一減一增”的背景下，如果還要拿出部分電量來執行0.05元/度的“強制低價”，那么蒙西新能源發電企業擔心，項目的虧損風險將大大增加。

“我們現在想反映一下這個‘強制低價’的問題，希望能在這方面為企業找補回一點收益。”張某說，“畢竟新能源電力市場化交易是大勢所趨，企業只能順應這一趨勢；但‘強制低價’政策的實施條件即將改變，因為要推動市場化交易，當初的1500小時保障政策肯定會變動的，所以，這一‘強制低價’交易也應該相應改變。0.05元/度的價格，實在是太低了。”

主管部門也同樣“頭疼”。

“對于存量的新能源項目，我們其實很想保障1500小時的最低保障性收購，但現在國家要求工商業用戶全部進市場。”內蒙古工信廳經濟運行局副局長強華表示，“一旦按此實施，我們也很難保障1500小時的基數。”

根據今年10月國家發改委發布的《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（發改價格〔2021〕1439號），各地要有序推動工商業用戶全部進入電力市場，按照市場價格購電。

“工商業用戶全部進入市場，就意味著只有農用電、居民用電等一小部分電量不參加市場交易。”強華坦言，整個蒙西電網范圍內的農用電、居民用電電量匯總后，即便是全部交由新能源發電企業供給，也只能滿足最多600小時的保障性收購。

“我們現在也不知道該怎么辦。我們正在和國家相關部門溝通，希望有一個妥善的解決方案。”強華說。

“新能源到底該如何進入市場？原有的規定該怎么處理？新的制度要如何建立？”

有行業知情人透露，不僅僅是蒙西地區，政府部門組織專場交易、搞定向優惠的現象，其實在全國范圍內并不少見。

“政府鼓勵某些特定產業的初衷可以理解，但也不能為此犧牲新能源發電企業的利益。”張某說，在國家大力推行新能源發展的背景下，對新能源交易更不應進行非市場化的“限價”。“我們也理解當地政府的難處，畢竟此前他們已經承諾給新興產業優惠電價，現在也不好單方面改變現狀。這部分優惠電量如果采用市場化競價的話，將會面臨大幅漲價，例如，成交價是0.4元/度，那么政府想要履行0.26元/度的承諾，只能通過補貼，來彌補0.14元/度的差價，這會導致很大數額的政府財政支出，確實難以實現。”

有行業知情人表示：“蒙西地區想要推進新能源電力的市場化，從中長期進入到現貨，這個思路是沒有問題的。只有真正讓市場運行起來，制度才能逐步完善，不可能等到政策滴水不漏、毫無風險才開始執行”。

“內蒙古的‘強制低價’問題，之所以現在才暴露出來，主要就是市場交易規則變化導致的，并不能說責任全在政府部門。”在中國社科院財經戰略研究院副研究員馮永晟看來，不僅僅是蒙西地區，全國各地都普遍面臨著交易機制走向市場化時，舊有交易模式如何銜接的問題。“新能源到底該如何進入市場？原有的規定該怎么處理？新的制度要如何建立？這些問題，恐怕是內蒙古新能源項目反映出的行業共性問題，需要引起主管部門高度注意并盡快予以解決，否則電價市場化會舉步維艱。”

11月24日召開的中央全面深化改革委員會第二十二次會議指出，“要推進適應能源結構轉型的電力市場機制建設，有序推動新能源參與市場交易，科學指導電力規劃和有效投資，發揮電力市場對能源清潔低碳轉型的支撐作用。”改革方向已經明確，蒙西新能源電力交易價格如何調整，我們拭目以待。