近日，內蒙古自治區工信廳會同能源局印發《2021年度內蒙古西部電網發電量預期調控目標》(征求意見稿)，擬對蒙西發電機組按照“保量保價”與“保量競價”兩種方式進行發電調控，優先安排可再生能源上網發電。

根據文件，為繼續推進可再生能源就近消納工作，按照“保量保價”和“保量競價”的原則安排可再生能源發電量。其中，國家明確的風電特許權項目和光伏領跑者項目適當增加“保量保價”電量;平價、競價新能源項目(不含光伏領跑者)參照火電機組市場化比例安排“保量保價”電量和“保量競價”電量;分散式風電、分布式光伏、光伏扶貧項目和地調小水電按全額“保量保價”原則安排，“源網荷儲”分布式交易試點項目并網運行后根據就近消納情況另行安排。

光伏方面，全年安排直調光伏機組發電量140.8億千瓦時，“保量保價”電量為114.7億小時。其中，常規集中式光伏機組“保量保價”利用小時數1200小時，平價、競價集中式光伏項目“保量保價”利用小時數300小時，國家明確的領跑者項目“保量保價”利用小時數1500小時，直調光伏扶貧、分布式項目按全額保障性收購原則安排。“保量競價”電量則為26.1億千瓦時。

風電方面，全年安排風電機組發電量460.2億千瓦時。其中：“保量保價”發電量309.1億千瓦時(常規集中式風電機組“保量保價”利用小時數1500小時，平價、競價集中式風電項目“保量保價”利用小時數400小時，國家明確的特許權項目“保量保價”利用小時數2000小時，分散式風電項目暫按全額保障性收購原則安排);“保量競價”電量151.2億千瓦時。

對比蒙西《2020年度內蒙古西部電網發電量預期調控目標》文件，風電方面，全年安排風電機組發電量415億千瓦時。其中：基數保障發電量302億千瓦時(常規集中式風電機組基數保障利用小時數1500小時，特許權項目基數保障利用小時數2000小時，分散式風電項目按全額保障性收購原則安排);市場交易電量113億千瓦時。

可以看到，此次平價、競價集中式風電項目“保量保價”利用小時數400小時屬于首次提出。據知情人士透露，這一概念的提出，旨在鼓勵發電企業對接用戶，簽訂中長期購電協議。

7月22日，內蒙古工信廳、發改委聯合發文《關于明確蒙西地區電力交易市場價格浮動上限并調整部分行業市場交易政策相關事宜的通知》：今年以來，煤價大幅上揚并維持高位運行，煤電企業產銷成本嚴重倒掛，火電行業陷入“成本倒掛發電、全線虧損的狀態”，發電能力受到制約，嚴重影響蒙西地區電力市場交易的正常開展，已經對電網安全穩定運行及電力平衡帶來重大風險。

根據文件，自2021年8月起，蒙西地區電力交易市場燃煤發電電量成交價格在基準價(每千瓦時0.2829元)的基礎上可以上浮不超過10%(上限為每千瓦時0.3112元)。

有投資企業認為，“現在火電電力交易市場的成交價格已經來到0.31元/千瓦時左右，如果參照該價格，那么要高于當前風電、光伏執行的0.2829元/千瓦時的燃煤基準價。”但實際上，大幅縮減保障性收購小時數對于投資企業也意味著，結算電費以及收益率的不確定性。據了解，此前蒙西地區保障小時數之外的電量交易價格基本按照按照0.0557元/度結算。

內蒙古電力交易中心8月電力交易市場均價

根據公開資料，2020年內蒙古共11個項目進入國家補貼名單，項目規模1.4GW，申報電價在0.283～0.3238元/千瓦時范圍內。

文件還強調，增加基數保障利用小時數的新能源發電企業，需由盟市工信局核定后上報自治區工信廳(2020年及以前已上報的不需重新上報)，經審核后明確具體增加的小時數并由電網公司負責執行。不積極參與電力市場的新能源企業，超出基數保障發電量所產生的限發電量不納入電網限電統計。

具體文件見下：