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蒙西2021年發(fā)電量調控征求意見: 競、平價風、光項目保量保價小時數降至400/300h

中國電力網發(fā)布時間:2021-08-18 11:34:35
近日,內蒙古自治區(qū)工信廳會同能源局印發(fā)《2021年度內蒙古西部電網發(fā)電量預期調控目標》(征求意見稿),擬對蒙西發(fā)電機組按照“保量保價”與“保量競價”兩種方式進行發(fā)電調控,優(yōu)先安排可再生能源上網發(fā)電。
 
根據文件,為繼續(xù)推進可再生能源就近消納工作,按照“保量保價”和“保量競價”的原則安排可再生能源發(fā)電量。其中,國家明確的風電特許權項目和光伏領跑者項目適當增加“保量保價”電量;平價、競價新能源項目(不含光伏領跑者)參照火電機組市場化比例安排“保量保價”電量和“保量競價”電量;分散式風電、分布式光伏、光伏扶貧項目和地調小水電按全額“保量保價”原則安排,“源網荷儲”分布式交易試點項目并網運行后根據就近消納情況另行安排。
 
光伏方面,全年安排直調光伏機組發(fā)電量140.8億千瓦時,“保量保價”電量為114.7億小時。其中,常規(guī)集中式光伏機組“保量保價”利用小時數1200小時,平價、競價集中式光伏項目“保量保價”利用小時數300小時,國家明確的領跑者項目“保量保價”利用小時數1500小時,直調光伏扶貧、分布式項目按全額保障性收購原則安排。“保量競價”電量則為26.1億千瓦時。
 
風電方面,全年安排風電機組發(fā)電量460.2億千瓦時。其中:“保量保價”發(fā)電量309.1億千瓦時(常規(guī)集中式風電機組“保量保價”利用小時數1500小時,平價、競價集中式風電項目“保量保價”利用小時數400小時,國家明確的特許權項目“保量保價”利用小時數2000小時,分散式風電項目暫按全額保障性收購原則安排);“保量競價”電量151.2億千瓦時。
 
在蒙西《2020年度內蒙古西部電網發(fā)電量預期調控目標》文件中,光伏方面,全年安排直調光伏機組發(fā)電量126億千瓦時。其中:基數保障發(fā)電量107億千瓦時(常規(guī)集中式光伏機組基數保障利用小時數1200小時,領跑者項目基數保障利用小時數1500小時,直調光伏扶貧、分布式項目按全額保障性收購原則安排);市場交易電量19億千瓦時。
 
此次平價、競價集中式光伏項目“保量保價”300小時尚屬首次提出。有知情人士透露,這一概念的提出旨在鼓勵發(fā)電企業(yè)對接用戶,簽訂中長期購電協(xié)議。
 
7月22日,內蒙古工信廳、發(fā)改委聯(lián)合發(fā)文《關于明確蒙西地區(qū)電力交易市場價格浮動上限并調整部分行業(yè)市場交易政策相關事宜的通知》指出,今年以來,煤價大幅上揚并維持高位運行,煤電企業(yè)產銷成本嚴重倒掛,火電行業(yè)陷入“成本倒掛發(fā)電、全線虧損的狀態(tài)”,發(fā)電能力受到制約,嚴重影響蒙西地區(qū)電力市場交易的正常開展,已經對電網安全穩(wěn)定運行及電力平衡帶來重大風險。
 
根據文件,自2021年8月起,蒙西地區(qū)電力交易市場燃煤發(fā)電電量成交價格在基準價(每千瓦時0.2829元)的基礎上可以上浮不超過10%(上限為每千瓦時0.3112元)。
 
有投資企業(yè)認為,“現在火電電力交易市場的成交價格已經來到0.31元/千瓦時左右,如果參照該價格,那么要高于當前風電、光伏執(zhí)行的0.2829元/千瓦時的燃煤基準價。”但實際上,大幅縮減保障性收購小時數對于投資企業(yè)也意味著,結算電費以及收益率的不確定性。據了解,此前蒙西地區(qū)保障小時數之外的電量交易價格基本按照按照0.0557元/度結算。
 
內蒙電價
內蒙古電力交易中心8月電力交易市場均價
 
根據公開資料,2020年內蒙古共11個項目進入國家補貼名單,項目規(guī)模1.4GW,申報電價在0.283~0.3238元/千瓦時范圍內。
 
文件還強調,增加基數保障利用小時數的新能源發(fā)電企業(yè),需由盟市工信局核定后上報自治區(qū)工信廳(2020年及以前已上報的不需重新上報),經審核后明確具體增加的小時數并由電網公司負責執(zhí)行。不積極參與電力市場的新能源企業(yè),超出基數保障發(fā)電量所產生的限發(fā)電量不納入電網限電統(tǒng)計。
 
具體文件見下:

內蒙1

 

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內蒙6
 
內蒙7
 

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