山西电力现货交易一周年考：新能源电价不足0.2元/度 现货黄金时间节点

高利（化名）在山西持有了一座30MW的光伏电站，2023年1-5月，这座电站的上网电量电费结算单显示，五个月平均上网电价为0.1225元/度（包含辅助服务费用在内），单月综合上网电价最低仅为0.06元/度，最高为0.16元/度。相比于山西燃煤基准价0.332元/度，降幅高达63.2%。

（来源：微信公众号“光伏們”  作者：臧超）

2023年3月31日，山西电力现货市场连续运行满一周年，这是全国第一个新能源连续参与电力市场的省份。然而，这一年，山西已经并网的光伏、风电业主日子过得愈发煎熬……

作为能源电力大省，山西作为我国能源革命综合试点地区，同时也是我国确定的首批8个电力现货市场建设试点省份之一，意在探索现货市场在保障电力供应、促进新能源消纳、提高电网效率、推动管理优化等方面的重要作用。

确实，山西风、光没有出现限电情况。但是在这场涵盖全部省调火电、风电、光伏企业和售电公司的现货试点探索中，大部分在补贴范围内的存量光伏发电企业却开始在“生死线”上挣扎，无论是国有企业还是民营发电企业，现货交易带来的是综合电价骤降的窘况，项目进入全面亏损状态，甚至有电站去年亏损高达7000万。

补贴内光伏项目：电力交易后综合电价降至6分/度

另外一座位于山西的光伏电站（以下简称SX电站）所遇到的境况比文章开头的那个情况更为糟糕，该电站2023年1-5月的综合上网电价仅为0.1元/度，从整个发电量占比可以看到，以0.332元/度燃煤基准价结算的电量占比范围在20-35%之间，剩余65-80%的电量需要通过现货市场或者中长期交易进行报价结算。

从光伏們获得的电费清单可以看到，2023年及以前，山西上述光伏电站的综合电价基本在0.3元/度及以上，基本接近山西的燃煤基准价。但从2023年4月开始，山西现货市场需要新能源电站长期的、稳定的、连续性的参与其中，该光伏电站2023年的综合电价降至0.24元/度，降幅明显。

一家新能源企业的生产管理负责人韩语（化名）告诉光伏們，参与电力交易对于2023年的竞价项目影响巨大，“以一个50MW的光伏项目为例，今年上半年参与电力交易综合电价在0.15-0.16元/度，而电站运营费用大概400万左右，甚至还不足以支付还本付息的部分，全年下来整座电站要倒赔约1000万；高补贴的项目相对好一些，但现在由于国补不到位，结算电价很低极大了影响了项目公司的现金流，虽然财务报表显示有利润，但实际情况是甚至需要靠借贷来补充现金流”。

“直接参与电力交易带来的电价损失在0.12-0.13元/度，调峰、市场运营费等度电分摊也有0.04-0.05元/度，这还没算两个细则考核”，韩语解释道，2023年公司运营的光伏电站在山西省电价约在0.25元/度左右，但2023年仅上半年就降到了约0.19元/度，这半年每100MW光伏电站项目的损失大约在1000万以上，全年损失约2000万元以上，项目年度财报肯定是大幅亏损的。

一家央企山西分公司的运营数据显示，2023年1-6月光伏平均电价为0.167元/度，风电为0.21元/度。可以得出的结论是，在山西现货市场运行一年内，电力交易正持续拉低光伏电站的收入，并且降幅巨大。“在参与电力市场之前，我们电站年度电费收入大概在1200-1300万，今年上半年电费收入仅仅有240万”，上述SX光伏电站运维站长告诉光伏們。

保障性收购小时数与电价“双降”

从规则上来看，山西新能源的结算电价主要分为两部分，其中保障性收购电量部分，按山西燃煤基准价结算，剩余电量按现货市场价格结算。但问题在于，保障性收购电量的比例并没有明确的比例，而是通过分时“以用定发”模式来确定。

而鉴于新能源电站的出力特点，“以用定发”规则下，保障性收购的比例大幅下降。韩语解释道，“在这种规则下，在光伏大发的时候，用电量很少，而在晚高峰用电量上来的时候，光伏却没法出力，基数电量（保障性收购电量部分）正逐步减少”。

以上述SX电站为例，最高仅有35%的保障性收购电量，按照1600小时年发电小时数计算，保障性收购小时数最高仅为560小时。而根据国家能源局相关文件，山西省Ⅱ类资源区的风电、光伏发电保障性收购利用小时数分别为1900小时、1400小时。山西的现状明显与国家相关文件冲突。

保障性收购电量大比例减少是拉低综合电价的关键之一，除此之外的市场交易电价更是惨不忍睹。“显然，在当前规则下，新能源电站的报价仍处于劣势，交易电价由供需决定，在中长期交易市场中，由于风光发电的特性，像我们这种单体规模不大，并且在山西整体体量较小的电站，在中长期谈判交易中并没有优势，议价的主导权