要么停发，要么按丰水期水电电价进行结算。在炎热盛夏，四川的新能源企业却感到了些许寒意。

文丨张子瑞

中国能源报记者

新能源电价变相下调

“由于丰水期四川省实施新能源与水电同价，上网电量按0.21元/千瓦时结算电网部分，光伏电站丰水期上网电量总计约2000万千瓦时，造成经济损失税前约382.4万元。”某新能源开发企业相关负责人李女士提及在四川开发的光伏项目时难掩无奈之情。

无独有偶，四川某风电场负责人王先生告诉记者：“当初项目核定的电价是0.4012元/千瓦时+补贴，项目的***收益也是根据这个电价水平测算的，现在却按0.21元/千瓦时结算，每度电价格降了约0.2元。电价腰斩将影响项目的盈亏水平。”

令李女士和王先生颇感无奈的丰水期上网电价，缘于四川省日前发布的一则通知。

这则名为《关于推进2018年丰水期风电光伏发电市场化交易的通知》，规定除分布式风电、分布式光伏和光伏扶贫项目以外的风电、光伏上网电量，由国网四川省电力公司每月通过四川电力交易平台采取挂牌方式代居民用户优先采购。参与优先采购的风电和光伏发电企业，其全部上网电量按0.21元/千瓦时（2018年丰水期中长期外送电量加权平均上网电价水平）结算。

与此同时，四川省发改委日前发布的《关于深化电力体制改革的实施意见(征求意见稿)》也明确提出，扩大参与电力市场用户范围，推进风电和光伏发电上网电价市场化。四川电网除分布式风电、分布式光伏和光伏扶贫项目以外的风电、光伏发电，丰水期上网电量参与电力市场，参照丰水期外送电平均价格进行结算。

王先生告诉记者：“由于丰水期水电价格极其便宜，对新能源的上网电价形成较大的压力，导致风电、光伏的项目上网电价变相降低。如果新能源企业不接受0.21元/千瓦时的结算电价，则意味着有停发的风险。”

“今年的电价已经定了，没有别的选择。但《关于深化电力体制改革的实施意见(征求意见稿)》是面向未来的，如果新能源企业对意见稿中关于丰水期风电、光伏电价制定有不同看法，可以向我们反馈意见。” 四川省发改委的一位工作人员在电话中向记者表示。

有意违约还是无奈之举

李女士告诉记者，丰水期新能源电价下调的情况去年就出现了。“去年丰水期，四川新能源交易虽然名义上是挂牌或竞价，但实际上也是按照固定价格收购，集中式风电场、光伏电站以0.20407元/千瓦时的价格结算电网公司部分。”

从去年的0.20407元/千瓦时到今年的0.21元/千瓦时，在新能源企业看来，这一降价并不合理。“这违背了当初的电价约定。” 王先生认为。

一位业内人士称，四川为电力富余省份，丰水期表现尤其凸出。近三年，四川省33%以上的发电量外送，且已经形成较大的弃水量。未来，四川省的用电量不会出现明显增加，外送电量和弃水量的累计值仍会进一步扩大。在季节性电力过剩这一现实条件下，能保证新能源不限电已实属不易。

在四川省发改委看来， 风电、光伏和水电均为可再生清洁能源，按照***相关规定，三者都应纳入保障性收购范围。近年来，四川省电力市场供大于求，水电弃水严重，四川省直购电等电力市场化交易逐步扩大，水电参与市场化交易电量已超过50%，而风电、光伏仍实行“保量保价”全额收购，购电成本较高。这对于在丰水期参与电力市场交易的水电并不公平，也不利于统筹平衡各类发电主体的利益。

“降价产生的价差空间，用来补贴居民用电，推动实施丰水期居民电能替代政策。”上述四川省发改委工作人员说。

作为水电大省，四川对水电开发显然寄予更高厚望。四川省能源局相关负责人曾表示，“越往后水电开发成本越高，需把水电开发置于优先地位；新能源开发正好相反，随着技术成熟成本会不断下降。”目前，对于风电、光伏项目，四川更侧重于开展前期工作、适当控制节奏，并不急于开发。

这一产业发展思路，也被外界认为是临时调整新能源电价政策的背后“指挥棒”。

“保量保价”还是“保量降价”

***发改委2016年曾出台《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》，并随后划定了***区域风电、光伏***低保障收购小时数。四川由于不属于新能源限电地区，当时并没有明确设定风电、光伏***低保障收购小时数。

这一伏笔也造成了新能源企业和主管部门对全额保障性收购的不同理解。

“四川省的丰水期为6-10月，共5个月时间。这意味着真正按照标杆电价发电的时间只有7个月，而在丰水期的5个月，虽然同样不限电，但电价却被腰斩。所谓全额保障性收购，既应该是量的全额收购，又应该是价的全额收购，不能保量不保价。如果不能以标杆电价作为保证，全额保障性收购就失去了意义。” 王先生认为。

而在四川省发改委上述工作人员看来，鉴于四川目前的电力生产消费现状，不限电已经相当于是在保障性收购。