多家新能源企业负责人近日向《第一财经日报》透露，已经参与以北京电力交易中心为平台的直购电试点。该试点的核心在于，山东用电大户通过国家电网及其分部，从甘肃、青海及宁夏、陕西当地
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东部企业买到了便宜的电力，而包括新能源发电在内的西部数百家电站也有了新买家，“直购电”这一举措既顺应了电改趋势，又实现了多方共赢。
西电东送 山东首采新能源电力
有着我国西电东送标志性工程之称的“银东直流输电工程”(即宁东—山东±660千伏直流输电示范工程)，西起宁夏宁武坑口电站，东至山东胶州，全长1333千米。截至2015年12月31日，该工程的全年输送电量近300亿千瓦时，达295.75亿千瓦时，同比增长4.9%，年送电量创历史最高水平。
而就在2月29日启动的2016年度“银东直流跨区电力用户直接交易试点”中，山东地区企业也首次尝试跨西北四省采购新能源电力。
本次交易试点中的售电方为：银东直流3个配套电源企业，陕西、甘肃、青海及宁夏的煤电、风电及太阳能发电企业，后者总计800多家供应商。输电方为国家电网公司，国网西北分部，国网山东、陕西、甘肃、青海、宁夏电力公司。而采购电力的企业涉及了汽车、港口、石化等行业，如上海通用东岳基地、青岛港、日照港、山东鲁抗医药、昌邑石化、荣信煤化、中石化青岛炼化、烟台巨力精细化工、中国重汽、潍柴动力等，采购时间为今年3月至12月，采购量高达90亿千瓦时。
有媒体统计，陕西、甘肃、青海、宁夏的售电方里，估计有近500家新能源电站。本报记者从北京电力交易中心的公告名单中了解到，中电投黄河参与试点的光伏电站约在1500兆瓦以上、华能、中广核等国有公司也在列;民企电站中规模最大的业主为正泰太阳能(700度兆瓦)，总计630兆瓦左右的中利腾晖排名第二，而振发、华能、隆基股份等企业也一一参与。单个光伏电站装机规模最大的是中电投黄河公司恰龙水光互补二期项目，有530兆瓦之大的装机容量。
根据计划，本次交易分为两个阶段展开。第一阶段，所有准入的售电方与购电方开展集中竞价交易，交易上限为50亿千瓦时。第二阶段，银东直流3 个配套电源企业与购电方开展交易，交易上限为40亿千瓦时。
一家大型新能源企业管理层就告诉《第一财经日报》，在90亿千瓦时之中，新能源获得的卖电量预计有20亿千瓦时左右。“40亿千瓦时是3个配套电源企业获得的;50亿千瓦时中火电先行，其中40%交给了新能源电站，当然如果有火电电站让出部分指标，新能源公司还可继续获取。”
外送电缓解西北新能源发电不足问题
亚坦新能源总经理李辉告诉本报记者，总体而言，这次跨省交易有利于各方。山东需要电，西北四省的新能源供电方也一直希望缓解发电不足的问题。他表示，山东有大量的高能耗企业，自己都建火电厂，假设有便宜的电价，一年可以节省数百万元至上千万元的成本。
前述新能源企业管理层就告诉本报，山东当地用电企业跨省“直购”新能源电力，为之付出的价格可能在0.3元/千瓦时左右，比采购当地火电价要低。山东0.3729元每千瓦时的燃煤发电标杆电价，较之北京(0.3515元每千瓦时)都要高。而作为用电大省，2014年山东的全社会用电量(4224亿千瓦时)占了全国7.64%之多。
而此次参与直购电的部分新能源企业，则是在标杆电价基础之上打九折来卖电的。假设一个光伏发电站的实际标杆上网电价是1元/千瓦时，其会让出0.11元左右来交易。
就像李辉所说，西北地区的不少新能源电站都在限电。新的交易公告称，“为保障跨区跨省电网安全运行和交易结果的顺利执行，本次交易西北各省新能源成交的比例不超过40%。新能源发电企业成交电量上限参照上年西北区域同类发电机组平均利用小时的30%确定，风电为361 小时，光伏为315 小时。”前述新能源公司管理层就对记者表示，这一数字可以表明，在整个西北地区的发电平均小时数为1050小时，严重低于其满发量1500~1600小时，西北地区发电量不足的问题暴露无遗。
除了直购电，是否有其他的方式来缓解西北地区发电量不足的问题呢?前述新能源公司管理层就表示，有关部门可以考虑适当降低火电的发电量。
据电力工业统计快报数据，2015年底全国火电装机容量9.9亿千瓦，设备平均利用小时4329小时。宁夏的火电设备平均利用小时超过5000小时，青海超过4500小时，“宁夏和青海的火电，存在着一定的调峰空间。假设一台60万千瓦的火电机组、利用小时数为5000小时，就有30亿千瓦时的发电。如果削减这一台设备的话，就可腾出1G瓦的光伏发电量。”那位新能源公司管理层对记者表示。
作者：王佑来源一财网)
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