近日，山西省能源局发布《2020年度省调发电企业发电量调控目标预案》征求意见稿，意见稿中提到，风电、光伏机组预安排基准价电量275亿千瓦时，占总基准价电量的39%。风电机组安排基准利用小时1200小时，光伏机组安排900小时，新投产风电、光伏发电机组根据投产月份按比例安排基准利用小时，除执行基准电价之外的电量全部参与市场化交易，不参与市场交易或未达成交易者按照《山西省可再生能源发电全额保障性收购暨补贴管理办法》执行。
2016年，国家发展改革委、国家能源局下发《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，核定了重点地区风电、光伏发电最低保障收购年利用小时数，其中山西省忻州、朔州、大同为二类资源区（1400小时），其余地区为三类资源区。
得益于充足的光照资源与土地，近两年来光伏项目扎堆山西，2019年平价+竞价项目共计获批4GW。有业主告诉光伏們，晋北地区年度发电小时数约为1500小时，个别电站也有到1700小时，山西南部光照稍微差一点，“目前，山西省份暂时没听到弃光的消息，晋北地区有一些弃风”。
据了解，2019年山西省执行的保障性收购小时数为1300/1100小时，此次山西拟将光伏保障性安排小时数从1300小时降至900小时，意味着光伏电站需牺牲一部分基准价电量来参与市场化交易。“山西省内涉及两个资源区，这样一刀切的全划为900小时，太不合理了”，山西某光伏电站业主表示。
除了2019年批复的竞价与平价项目之外，山西省内还有大同、阳泉、芮城、寿阳、长治等多个领跑者基地。某光伏领跑者项目业主对此苦不堪言，当初领跑者项目都是竞价做的，本来已经比当各地的脱硫煤标杆电价低了，如果执行900小时，与当初承诺的相差太多了，这对本身已经背负巨额补贴的企业来说，更是‘雪上加霜’”。
根据国家能源局《关于推进光伏发电“领跑者”计划实施和2017年领跑基地建设有关要求的通知》，基地所在省级电网企业应提供基地项目发电全额消纳或达到国家规定的最低保障小时数（或限电比例不超过5%）的论证意见及承诺；而国家能源局在《关于公布2017年光伏发电领跑基地名单及落实有关要求的通知》也明确规定，领跑者项目建成后需做好基地电力的消纳保障，不得以任何理由、任何方式要求企业竞争降低基地项目收益。
事实上，通过市场交易来满足最低保障小时数已有先例，光伏們了解到，目前青海、新疆、甘肃、山西、内蒙古等西北省份大部分光伏电站均会参与当地的电力市场交易。对于这些地区的光伏电站业主来说，参与市场交易实际上是牺牲降低售电电价来获取发电权。
某光伏电站业主告诉光伏們，他们位于青海、新疆等地的光伏电站的收益中有六七成都来自于参与电力市场交易所得，因交易形式的不同，让价幅度也大不相同，“青海电站的平均让价约为0.15元/度，按照0.2277元/度的燃煤标杆电价，实际上每度电平均能收到7分钱左右的售电收益，新疆也差不多。”
西北地区如新疆等弃光率较为严重的地区都出台了各地的执行标准，远低于国家规定的最低保障小时数。“基础保障发电小时数基本只有400-500小时左右，2018年北疆地区平均发电小时数在1200小时左右，可能有60%左右都是通过市场交易完成的”，上述人士表示，“能发出来就很好了，起码还能获得补贴”。但在中部地区，这暂时还是首例，这也意味着山西省的消纳正接近极限。
来自：光伏們
