注意：参与市场化交易风光电量,或将无补贴！

　　随着电改进程的推进，风电、光伏的发电量，越来越多的参与市场化交易。然而，参与交易的电量，其电价必然与当初核准的风电标杆电价、光伏标杆电价不相同，此时，补贴该如何计算?

　　初步了解下来，这部分参与市场化交易的电量，在现有低交易电价的情况下，可能无法获得补贴。

　　一、政策很丰满、现实很骨感：风电、光伏被迫参与电力交易

　　1、政策很丰满：把风电、光伏项目保护的很好!按照国家发改委下发的《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》，风电、光伏等可再生能源项目，享有“优先发电权”，保障小时数内的电量不允许参与市场化交易。国家发展改革委下发的《关于印发电力体制改革配套文件的通知》中，一系列配套文件都在反复强调：风电、光伏等可再生能源项目，享有“优先发电权”，保障小时数内的电量不参与市场化交易。

　　在《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》中提出：

　　2、现实很骨感：不交易，就弃电!根据《能源》杂志的报道：2017年，全国市场化交易电量为16324亿。其中，风电交易电量2300亿千瓦时，增幅为29.6%;太阳能交易电量930亿千瓦时，增幅为76.6%。这些电量，肯定不仅是保障小时之外的电量。虽然国家发改委、国家能源局有各种文件保障风电、光伏项目的“优先发电权”，但实际执行时是“县官不如现管”，地方自有一些土政策。

　　1)四川省四川省曾明确发文要求风电、光伏项目在丰水期全部参与市场化交易。

　　2)宁夏、甘肃等西部省份去年完成的《全国人民代表大会常务委员会执法检查组关于检查<中华人民共和国可再生能源法>实施情况的报告》中，“三、存在的主要问题”中就提到：

　　法律第14条规定，国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度。检查中发现，个别省份暂未达到国家规定的最低保障收购年利用小时数，且存在以低于国家有关政策明确的电价水平收购的情况。如宁夏2018年自行制定风电最低保障性收购利用小时数为750—850小时，远低于国家核定的1850小时最低保障收购小时数。甘肃2018年自行设置的风电、光伏发电保障性收购小时数分别为774小时和479小时，距国家保障性收购政策规定的风电1800小时和光伏发电1500小时差距较大;实际风电、光伏发电利用小时数中，大部分电量属于低价市场化交易，发电企业合法权益保障不足。

　　3)蒙西电网

　　2020年4月20日，内蒙古工业和信息化厅发布《2020年度内蒙古西部电网发电量预期调控目标(征求意见稿)》，提出：

　　结合现有装机规模，给予风电、光伏的保障小时数分别为：

　　风电：普通项目1500小时，特许权项目2000小时;

　　光伏：普通项目1200小时，领跑者项目1500小时。

　　远低于国家给予的保障小时数。

　　详见：《蒙西：普通风电、光伏项目保电价小时数降至1500、1200h》

　　可见，随着风电、光伏装机量、发电量的增加，电力改革进程的推进，名义上享有“优先发电权”的风电、光伏项目，往往面临的选择是“要么交易、要么弃电”。前者还能有点收益，因此也不得不参与市场化交易。

　　所谓的“优先发电权”，在某些省份只是“一纸空文”，政策很丰满，现实很骨感!

　　二、低电价参与电力交易的电量，或将无法获得补贴

　　根据《关于印发可再生能源电价附加资金管理办法的通知》(财建〔2020〕5号)，新能源企业参与市场后降价空间先用于降低补贴。

　　意思就是：参与市场化交易的电量，电价下降，首先是补贴降低，补贴降低为0时，降低的才是“煤电基准价”部分。

　　根据文件原文，当风电、光伏电量参与市场化交易，只有电网企业的收购价格高于煤电基准价的时候，该电量才有机会获得补贴。如果交易电价低于煤电基准价，就无法获得补贴资格。

　　实际上，在中长期交易当中，交易电价往往是低于煤电基准价的。以广东交易所2019年的统计数据为例，交易价格比煤电基准价平均下发了3.8分~4.5分/kWh!

　　如果交易电量的结算价格低于煤电基准价，自然就无法获得补贴!

　　2016年7月，内蒙古的风电项目交易电价甚至出现5分钱的超低电价!《详见：风电项目惊现5分钱交易上网电价!》

　　可见，参与中长期电力市场化交易的风电、光伏项目，交易电价很难获得高于“煤电基准价”的上网电价。

　　三、拿什么拯救老电站的项目收益?

　　近年来，我国市场化交易电力的总量及占比逐年大幅增加，2019年已经占到总用电量的39%，如下图所示。

　　中长期交易是目前电力市场的主要交易方式。以2019年为例，中长期电力直接交易电量合计为2.177万亿kWh，占全社会用电量比重为30.1%。

　　风电、光伏等新能源电站，越来越多地参与到交易中来，当然也包含存量的、多年前就并网的风电、光伏项目。目前，这些项目的处境极为尴尬。

　　上网电价的两部分，煤电基准价和补贴;

　　1)按照财政部的新规定，补贴只能按比例支付，无法获得全额补贴;

　　2)并非所有电量都能获得煤电基准价，越来越多的电量必须参与市场化交易，交易价格大幅低于预期;

　　3)如果参与交易，即使在保障小时数内，交易部分的电量将无法获得补贴。

　　如果不参与交易，那将面临大比例弃电，一分钱也米有!

　　这些情况，都跟当初投资时的情形完全不同，也是投资时没有预料到的!

　　我们该拿什么拯救这些老新能源电站项目的收益?