近日，黑龍江2018年電力直接交易培訓總結會在哈爾濱召開，省工信委、電網企業(yè)、發(fā)電企業(yè)、售電公司及部分電力用戶參加。

會議期間，黑龍江提出要求，光伏、風電發(fā)電企業(yè)需要強行參與電力直接交易，其中核定2018年的保障利用小時數(shù)為1050，超出核定利用小時數(shù)的發(fā)電部分按0.06~0.08元/千瓦時來執(zhí)行。

如按上述規(guī)則執(zhí)行，目前黑龍江轄區(qū)內超過900MW存量地面光伏電站收益將受到巨大影響，目前黑龍江的全年光伏有效利用小時數(shù)為1500小時左右。

據了解，黑龍江工信委在培訓總結會上口頭通知各家光伏企業(yè)：2018年光伏核定保障利用小時數(shù)為1050小時，其中1050小時數(shù)對應的電力交易參考云南方式執(zhí)行——核定的1050小時中拿出15%左右的電量做交易(最高電價為當?shù)厝济簶藯U上網電價0.374元/千瓦時，最低交易電價為0.224元/千瓦時)；超出1050核定利用小時數(shù)的部分按照0.06~0.08元/千瓦時來執(zhí)行。

如按照工信委的要求實施，黑龍江目前普遍全年利用小時數(shù)可達1500小時，若按1050小時來核定，有450小時的電量將按照0.06~0.08元/千瓦時的電價出售給電網公司或售電公司，相比本應拿到的0.374元/千瓦時燃煤標桿上網電價低了至少0.368元/千瓦時。以20MW光伏電站為例，超出保障小時數(shù)部分減少的收入將達到330萬；此外保障小時數(shù)以內約15%的電量也將執(zhí)行電力交易，收入最低下降0.15元/千瓦時。

因此，一座20MW的光伏電站，在黑龍江的電力交易規(guī)則下，將減少至少350萬的收入，占總收入的15%左右(根據光伏標桿上網電價不同左右偏差3%)。而地面光伏電站的全投資收益也僅為10%左右，意味著如此執(zhí)行后黑龍江存量地面光伏電站或將出現(xiàn)全面虧損。

一位在黑龍江持有光伏電站資產的投資企業(yè)負責人表示，黑龍江屬于傳統(tǒng)的特別富電地區(qū)，電力供大于求程度特別嚴重，風電的平均利用小時數(shù)已經跌破1500，新能源作為“垃圾電”，很被動。黑龍江如果實行這項市場交易化之后，存量地面電站的收益是要大大降低的，對新能源投資非常不利。據悉如果不申請電力市場化交易就要被限發(fā)。

據知情人透露，各光伏電站業(yè)主被要求在7月5日下午四點前必須簽署電力直接交易單。在6月28日之前各光伏電站業(yè)主剛簽完1050小時的最低保障小時的購售電合同——電網全額收購，這次要實施的電力交易很急，大家也是臨時接到通知。

新能源業(yè)內專家表示，這個電力交易方案這么實施肯定不合適?？稍偕茉捶ㄒ笤谙{困難的地方做出最低消納要求，不能作為限制條件，不能拿保障收購的最低要求作為最高要求來做。這肯定不合適，會觸動所有投資企業(yè)的底線了。

此次電力直接交易培訓還要求2018年月(季)度電力直接交易總規(guī)模10億千瓦時；2018年2月底之前，黑龍江全年完成了110.5億千瓦時電力直接交易電力。在《黑龍江省電網2018年電力電量平衡方案》中，預計2018年全年發(fā)電量約1010億千瓦時。

多家黑龍江光伏電站投資企業(yè)目前表示，這個政策將直接影響他們的項目收益。預計2019年1月1日起，發(fā)1050外的全部進行交易，否則不能發(fā)電。

目前暫行的這個方案只是試行，黑龍江相關部門還沒有完全把口封死。

在此呼吁黑龍江主管部門考慮光伏發(fā)電項目收益的實際情況，對即將實行的電力直接交易方案進行相應的調整;也希望黑龍江的存量光伏電站業(yè)主能度過這個“鬼門關”。

更讓人擔憂的是，其他部分省份會不會跟風出臺相關類似的政策。

原文來源：光伏們