新能源限電問題日益嚴重，推動新能源參與市場交易幾乎成了最重要的促進消納手段，西部各個新能源大省都在著力推動當?shù)氐慕灰祝η髷U大交易的規(guī)模。

但市場交易的各種弊端日益凸顯，幾個主要區(qū)域的市場交易體量日益擴大，成交價格不斷走低，地方政府在組織市場交易時，有些操作和規(guī)則存在爭議，新能源企業(yè)以及一些觀察機構開始質(zhì)疑，在當前的市場交易機制下，新能源企業(yè)是否已經(jīng)成為降低地方高耗能企業(yè)電價的工具?

甘肅：量大價低，尖銳矛盾一時難解

甘肅新能源企業(yè)參與直接交易的問題在去年已經(jīng)擾攘了一年。先是年初甘肅多家新能源企業(yè)聯(lián)合上書事件，8月份，甘肅省工信委又下達了《2016年優(yōu)先發(fā)電計劃》，設定“2016年風電最低保障收購年利用小時數(shù)為500小時，光電最低保障收購年利用小時數(shù)為400小時”，意味著新能源企業(yè)需要更多地參與市場交易以獲得發(fā)電量，引起新能源企業(yè)極大的不滿。

甘肅的問題主要在于其本身特別尖銳的市場供需矛盾，火電與新能源之間的競爭激烈，導致新能源獲得的保障利用小時數(shù)過低，不得不參與市場交易。而當?shù)匦履茉雌髽I(yè)參與市場交易的交易量大、交易電價低是甘肅市場交易最突出的特點之一。

甘肅地方政府組織的交易形式主要有大用戶直接交易、與自備電廠的置換交易、外送交易、水電棄水減量新能源企業(yè)增發(fā)等，2016年全年新能源企業(yè)的總交易電量預計超過100億千瓦時。

據(jù)研究機構的報告，以2016年上半年為例，甘肅省新能源企業(yè)各類交易電量達到46.22億千瓦時，占總發(fā)電量的44.2%，比其他傳統(tǒng)電源交易高6個百分點，新能源外送交易電量為28.38億千瓦時。其中，執(zhí)行大用戶直供交易6.72億千瓦時，參與交易的風、光新能源企業(yè)絕大多數(shù)以零電價成交，平均電價降低0.297元/千瓦時，為同期火電交易平均電價降低幅度的3倍，降價的金額也達到了2億元，等于新能源向高耗能大用戶讓利了2億元。

外送交易的電價稍微高點，但平均交易電價也只有0.112元/千瓦時，其中，除了北京電力交易中心組織的銀東直流跨區(qū)直接交易新能源電價略高于火電外，其他外送交易新能源電價都大幅低于同期火電交易電價，如果扣除上述銀東直流跨區(qū)直接交易，新能源外送平均交易電價僅為0.056元/千瓦時。

由于省內(nèi)市場實在有限，甘肅一直希望可以擴大外送交易的規(guī)模，但外送湖南、湖北等受端一度受限，經(jīng)過下半年政府和電網(wǎng)公司的多方面協(xié)調(diào)，對一些缺電省份甚至上門協(xié)商，當然，這還需要新能源企業(yè)在電價上持續(xù)讓利，才完成了全年新能源外送交易電量66億千瓦時。

此外，新能源還參與了發(fā)電權置換交易，執(zhí)行交易電量11.12億千瓦時，同樣的，參與的新能源企業(yè)也大多以零電價成交，平均電價降低0.294元/千瓦時，降價金額達到了3.27億元。

但盡管組織了規(guī)模如此之大的市場交易，對甘肅新能源的消納幫助也并不明顯。2016年，甘肅棄風率43%，全國第一，棄光率30%，全國第二。新能源參與市場，降價是必然的，如果不參與，除了400、500小時的保障利用小時數(shù)外，新能源沒法發(fā)電，對企業(yè)來說是兩害相權取其輕;但如果從現(xiàn)實考慮，有些新能源企業(yè)甚至寧愿不發(fā)電也不愿意參與市場交易，“因為補貼拖欠太嚴重了啊”，新能源企業(yè)能大幅讓利靠得是有國家補貼的支撐，“現(xiàn)在補貼一拖能拖一兩年，新能源企業(yè)就算愿意降價也沒有空間啊”，一位甘肅新能源企業(yè)相關人士如是說。

寧夏：大規(guī)模的市場交易是否有必要?

根據(jù)當?shù)仄髽I(yè)的反映，寧夏新能源參與市場交易更像是個偽命題。

寧夏在西北各省里，棄風、棄光情況并不算特別嚴重，根據(jù)國家能源局日前發(fā)布的風電和光伏發(fā)電運行情況數(shù)據(jù)，寧夏的風電裝機容量為837萬千瓦，光伏裝機容量為500萬千瓦，在棄風空前惡化的2016年，寧夏棄風率為13%;2016年光伏電站規(guī)模崛起，棄光率為7.15%，此前并未出現(xiàn)特別嚴重的棄光現(xiàn)象。

寧夏當?shù)啬承履茉雌髽I(yè)相關人士認為，即便寧夏消納市場不大、用電需求增長有限，難以避免一定的棄風棄光，但當?shù)乇旧硇履茉幢P子就不大，如果按照電網(wǎng)正常調(diào)度，棄風率應該能維持在10%左右，不會超過15%，棄光率不會超過10%。“這樣的棄風率企業(yè)是可以承受的”，從新能源企業(yè)的角度來看，如果沒有政府的干預，讓電網(wǎng)正常地執(zhí)行調(diào)度，他們完全沒有參與市場交易的必要。

相關人士也表示，寧夏自治區(qū)經(jīng)信委對新能源參與市場交易的態(tài)度較為強硬。一開始，寧夏經(jīng)信委要求新能源企業(yè)采用掛牌交易的方式參與大用戶直供交易，但企業(yè)沒有參與意愿，交易電量一直上不去，對企業(yè)來說發(fā)電量也沒有得到實質(zhì)性提升，部分新能源企業(yè)也因此不再參與掛牌交易。

面對這樣的情況，寧夏自治區(qū)經(jīng)信委于2016年5月向?qū)幭碾娏鞠掳l(fā)通知，要求取消掛牌交易，改為攤派交易電量。據(jù)上述企業(yè)人士透露，納入規(guī)劃的新能源企業(yè)，在政府分配的基數(shù)發(fā)電量以外，按照裝機容量規(guī)模分配不同比例的交易電量，不參與交易的企業(yè)就只能發(fā)很低的基數(shù)小時數(shù)。根據(jù)寧夏經(jīng)信委《關于下達2016年寧夏統(tǒng)調(diào)電廠(機組)基數(shù)發(fā)電量計劃的通知》，區(qū)內(nèi)風電的基數(shù)利用小時數(shù)為1050小時，光伏為900小時，根據(jù)通知，基數(shù)小時數(shù)是“根據(jù)新能源裝機占比、供熱機組占比，結合新能源發(fā)電特性和電網(wǎng)消納能力確定”，“其余發(fā)電量由市場交易和電能替代獲得”。

但事實上，寧夏新能源參與的市場交易并不是直接的大用戶直供交易。據(jù)新能源企業(yè)相關人員解釋，寧夏經(jīng)信委組織的大用戶直供流程是，高耗能企業(yè)的大用戶和火電企業(yè)進行大用戶直供交易，火電企業(yè)做出一定的讓利;然后經(jīng)信委再組織火電企業(yè)與新能源企業(yè)進行發(fā)電權置換交易，并且要求新能源企業(yè)以火電讓利大用戶幅度的至少三倍讓利給火電企業(yè)，“也就是說如果火電讓利1分錢給高耗能企業(yè)，新能源企業(yè)要讓利3分錢給火電企業(yè)”。

因此，新能源企業(yè)實際上并沒有直接參與大用戶直供交易，整個過程中新能源企業(yè)也沒有報價、競爭等環(huán)節(jié)，讓利多少、成交電價多少全部由政府設定，這樣的交易機制基本上不能算是“市場交易”。企業(yè)人士認為，這可以說是政府主導的新能源對火電和高耗能企業(yè)的補貼。

如果新能源企業(yè)消極對待這些交易，那他們下一年可能將面臨更嚴苛的限電。2017年，寧夏區(qū)域內(nèi)的風電場基數(shù)利用小時數(shù)進一步下調(diào)，最高的風電場為895小時，最低的為795小時，光伏電站則在781-681小時之間。據(jù)電網(wǎng)人員表示，企業(yè)具體獲得的基數(shù)小時數(shù)會參考新能源企業(yè)上一年參與市場交易的情況來劃定，比如風電企業(yè)，交易電量占比大于35%的企業(yè)可以獲得較高的895小時，小于35%的則只有795小時，“政府給企業(yè)發(fā)放的‘糧票’更少了”。

寧夏新能源企業(yè)對這樣的市場交易怨念頗大，2016年，寧夏新能源企業(yè)參與交易的電量大概有30多億千瓦時，據(jù)某機構的研究報告，交易平均電價降低0.1元/千瓦時，為同期火電交易平均電價降低幅度的2-5倍，有一些資源條件不太好的企業(yè)已經(jīng)出現(xiàn)虧損。當然，寧夏的總體情況還是比棄風重災區(qū)的甘肅、新疆等省要好，企業(yè)的不滿主要集中于政府組織的交易強制和計劃色彩太強，不顧市場規(guī)律。

2017年開始，寧夏經(jīng)信委也對交易方式進行了一些調(diào)整。要求“參與交易的各火電企業(yè)按照不低于交易電量的20%(暫定)通過合同轉讓給新能源，為避免惡性競爭，合同電量交易價格不低于當期火電企業(yè)與電力用戶交易平均價差，最高不超過平均價差3倍，最高限價根據(jù)總體價格水平適時調(diào)整”。但由于基數(shù)小時數(shù)低，交易量要求較高，新能源企業(yè)的壓力還是很大。

電網(wǎng)企業(yè)相關人員認為，“寧夏的新能源裝機近年來發(fā)展較快，區(qū)域內(nèi)消納確實是有一定困難的”，“電網(wǎng)是希望盡量安排新能源發(fā)電參與外送交易，跨區(qū)交易的價格比大用戶直供還是好一點，但這部分的份額不大，基本不解決什么問題，其余還是要參與大用戶直供”，“還要考慮到新能源企業(yè)的補貼拖欠問題，現(xiàn)在企業(yè)基本上是靠新能源的補貼來支撐他們讓利，補貼一向滯后嚴重，而交易量又那么大，可以理解新能源企業(yè)對市場交易的抵觸”。

蒙西：風電無限價交易，還要承擔抽水蓄能容量電費

據(jù)內(nèi)蒙古電網(wǎng)公司相關人士透露，2016年，蒙西新能源主要是風電參與交易，全年交易電量大概是30億千瓦時，主要的交易方式為交易平臺上的大用戶直接交易。

據(jù)了解，2016年上半年，蒙西參加大用戶直供交易的火電機組有25%-30%的交易限價系數(shù)，限價價差為0.07-0.08元/千瓦時，但風電則沒有限價系數(shù)，直接以價差0.227元/千瓦時參與交易，電價降低幅度為同期火電的3倍。

2016年6月，內(nèi)蒙古自治區(qū)還進行了蒙西電網(wǎng)首次電力無限價掛牌交易，涉及多(單)晶硅、云計算、大數(shù)據(jù)、藍寶石、石墨電極等行業(yè)16戶用戶企業(yè)，發(fā)電企業(yè)有40家火電企業(yè)、16家風電企業(yè)參與。這次交易的成交電價之低也震驚了行業(yè)。此次交易的總電量為8.42億千瓦時，火電企業(yè)摘牌價差為0.1188元/千瓦時，折算上網(wǎng)電價0.1584元/千瓦時;風電參與交易價差依然為0.2272元/千瓦時，折算上網(wǎng)電價0.05元/千瓦時，僅為同期火電交易電價的三分之一。而最大的得益者當然還是當?shù)氐拇笥脩簦螂妷旱燃壊煌鲜鲇脩羝髽I(yè)到戶電價最低為0.253元/千瓦時，最高為0.287元/千瓦時，為全國同類行業(yè)最低電價。

對地方政府來說，這次交易意義很重大，政府認為這是“為下一步我區(qū)全面放開工業(yè)行業(yè)的用電市場化積累了經(jīng)驗，同時形成的區(qū)域低電價洼地競爭優(yōu)勢”，“也有助于緩解和解決我區(qū)電力行業(yè)近年來由于快速發(fā)展而出現(xiàn)的電力裝機過剩、新能源消納不足等一系列問題”。

內(nèi)蒙古是傳統(tǒng)的風電富集區(qū)，開發(fā)時間較早，大部分風電場資源條件較好，收益能力也較強，這讓他們有一定的底氣參與市場交易，也能做出較大的讓利。據(jù)電網(wǎng)相關人士透露，風電企業(yè)的報價也是在可以承受的范圍內(nèi)按當?shù)氐挠脩粜枨髤f(xié)商確定的，交易價格也是風電企業(yè)自行申報的，當然，背后也有政府的指導。

但這并不意味企業(yè)的壓力不大，尤其是現(xiàn)在當?shù)仫L電企業(yè)還需要分攤抽水蓄能的容量電費。2016年4月，內(nèi)蒙古自治區(qū)發(fā)改委在蒙西地區(qū)實施利用可再生能源發(fā)電企業(yè)承擔呼和浩特抽水蓄能電站部分容量電價的臨時政策。分攤原則為超出平均發(fā)電利用小時以上的電量，剔除市場交易電量后，剩余電量提取每千瓦時0.16元，超出平均發(fā)電利用小時以上的市場交易電量，提取每千瓦時0.05元，蒙西電網(wǎng)的風電企業(yè)分攤金額總計達到1.46億元。

目前，各地市場交易暴露的最大問題在于，國家能源主管部門希望通過市場交易手段推動新能源參與競爭，設想是新能源企業(yè)可以依靠國家補貼的支持一定程度上降價讓利，以贏得跟火電的競爭，爭取更多的發(fā)電權。但這項政策落到地方上就變了味，對地方政府來說，組織市場交易的出發(fā)點變成了為當?shù)氐母吆哪芷髽I(yè)爭取低電價，新能源企業(yè)更多地是單純承擔讓利者的角色，使直接交易變成扶持當?shù)仄髽I(yè)為其降電價的特殊政策。

當然，從地方政府的角度來說，發(fā)展當?shù)亟?jīng)濟，扶持當?shù)仄髽I(yè)無可厚非。但某些地方政府在操作過程中欠缺公平，強制和計劃色彩太強，新能源企業(yè)參與的已經(jīng)不是市場競爭，而是政府意志之下的利益切割。

從另一個角度來看，新能源行業(yè)也應該在各地交易的窘?jīng)r中看到市場的殘酷。某些政府的定價方式固然不公，但如果進行純粹的市場交易，讓新能源與傳統(tǒng)電源同平臺競爭，并且同時充分考慮化石能源的環(huán)境外部性以及吸納新能源對電網(wǎng)運行成本的增加，新能源會有幾成勝算?