要么停發，要么按豐水期水電電價進行結算。在炎熱盛夏，四川的新能源企業卻感到了些許寒意。

　　（來源：中國能源報 作者：張子瑞）

　　新能源電價變相下調

　　“由于豐水期四川省實施新能源與水電同價，上網電量按0.21元/千瓦時結算電網部分，光伏電站豐水期上網電量總計約2000萬千瓦時，造成經濟損失稅前約382.4萬元。”某新能源開發企業相關負責人李女士提及在四川開發的光伏項目時難掩無奈之情。

　　無獨有偶，四川某風電場負責人王先生告訴記者：“當初項目核定的電價是0.4012元/千瓦時+補貼，項目的投資收益也是根據這個電價水平測算的，現在卻按0.21元/千瓦時結算，每度電價格降了約0.2元。電價腰斬將影響項目的盈虧水平。”

　　令李女士和王先生頗感無奈的豐水期上網電價，緣于四川省日前發布的一則通知。

　　這則名為《關于推進2018年豐水期風電光伏發電市場化交易的通知》，規定除分布式風電、分布式光伏和光伏扶貧項目以外的風電、光伏上網電量，由國網四川省電力公司每月通過四川電力交易平臺采取掛牌方式代居民用戶優先采購。參與優先采購的風電和光伏發電企業，其全部上網電量按0.21元/千瓦時(2018年豐水期中長期外送電量加權平均上網電價水平)結算。

　　與此同時，四川省發改委日前發布的《關于深化電力體制改革的實施意見(征求意見稿)》也明確提出，擴大參與電力市場用戶范圍，推進風電和光伏發電上網電價市場化。四川電網除分布式風電、分布式光伏和光伏扶貧項目以外的風電、光伏發電，豐水期上網電量參與電力市場，參照豐水期外送電平均價格進行結算。

　　王先生告訴記者：“由于豐水期水電價格極其便宜，對新能源的上網電價形成較大的壓力，導致風電、光伏的項目上網電價變相降低。如果新能源企業不接受0.21元/千瓦時的結算電價，則意味著有停發的風險。”

　　“今年的電價已經定了，沒有別的選擇。但《關于深化電力體制改革的實施意見(征求意見稿)》是面向未來的，如果新能源企業對意見稿中關于豐水期風電、光伏電價制定有不同看法，可以向我們反饋意見。” 四川省發改委的一位工作人員在電話中向記者表示。

　　有意違約還是無奈之舉

　　李女士告訴記者，豐水期新能源電價下調的情況去年就出現了。“去年豐水期，四川新能源交易雖然名義上是掛牌或競價，但實際上也是按照固定價格收購，集中式風電場、光伏電站以0.20407元/千瓦時的價格結算電網公司部分。”

　　從去年的0.20407元/千瓦時到今年的0.21元/千瓦時，在新能源企業看來，這一降價并不合理。“這違背了當初的電價約定。” 王先生認為。

　　一位業內人士稱，四川為電力富余省份，豐水期表現尤其凸出。近三年，四川省33%以上的發電量外送，且已經形成較大的棄水量。未來，四川省的用電量不會出現明顯增加，外送電量和棄水量的累計值仍會進一步擴大。在季節性電力過剩這一現實條件下，能保證新能源不限電已實屬不易。

　　在四川省發改委看來， 風電、光伏和水電均為可再生清潔能源，按照國家相關規定，三者都應納入保障性收購范圍。近年來，四川省電力市場供大于求，水電棄水嚴重，四川省直購電等電力市場化交易逐步擴大，水電參與市場化交易電量已超過50%，而風電、光伏仍實行“保量保價”全額收購，購電成本較高。這對于在豐水期參與電力市場交易的水電并不公平，也不利于統籌平衡各類發電主體的利益。

　　“降價產生的價差空間，用來補貼居民用電，推動實施豐水期居民電能替代政策。”上述四川省發改委工作人員說。

　　作為水電大省，四川對水電開發顯然寄予更高厚望。四川省能源局相關負責人曾表示，“越往后水電開發成本越高，需把水電開發置于優先地位;新能源開發正好相反，隨著技術成熟成本會不斷下降。”目前，對于風電、光伏項目，四川更側重于開展前期工作、適當控制節奏，并不急于開發。

　　這一產業發展思路，也被外界認為是臨時調整新能源電價政策的背后“指揮棒”。

　　“保量保價”還是“保量降價”

　　國家發改委2016年曾出臺《可再生能源發電全額保障性收購管理辦法》，并隨后劃定了重點區域風電、光伏最低保障收購小時數。四川由于不屬于新能源限電地區，當時并沒有明確設定風電、光伏最低保障收購小時數。

　　這一伏筆也造成了新能源企業和主管部門對全額保障性收購的不同理解。

　　“四川省的豐水期為6-10月，共5個月時間。這意味著真正按照標桿電價發電的時間只有7個月，而在豐水期的5個月，雖然同樣不限電，但電價卻被腰斬。所謂全額保障性收購，既應該是量的全額收購，又應該是價的全額收購，不能保量不保價。如果不能以標桿電價作為保證，全額保障性收購就失去了意義。” 王先生認為。

　　而在四川省發改委上述工作人員看來，鑒于四川目前的電力生產消費現狀，不限電已經相當于是在保障性收購。