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12月24日的一则新闻在业内掀起轩然大波。据报道，2019年12月20日，山西省能源局发布了关于《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。
触动电站业主利益
如若执行，这一政策将直接损害当地光伏发电企业的利益。
2016年5月，国家能源局出台了《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，其中对各类资源区的保障小时数进行了安排，其中山西忻州、朔州、大同为二类资源区，保障小时数1400h，山西省其余地区为三类地区。由于光伏的Ⅲ类资源区都处于东南部沿海地区，消纳条件好，暂未出现限电情况，因此上表中并未提出Ⅲ类资源区的保障性小时数，参考中国大陆地区的平均光伏利用小时数1200h。
在2016年3月24日国家发改委印发的《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》中提出，保障性利用小时数是针对“大型地面电站”，分布式光伏风电全额保障性收购，不参与竞争性售电。大型风电光伏电站年发电量分为保障性收购部分和市场交易部分，保障性收购电量部分通过优先安排年度发电计划、与电网公司签订优先发电合同，保障全额按标杆上网电价收购；市场交易电量部分由可再生能源发电企业通过参与市场竞争方式获得发电合同；如果达不到保障小时数，电网要对可再生能源并网发电项目补偿费用。
可以理解为，可再生能源发电企业的电量收入主要分为两个部分，一部分为项目保障性收入，电网公司通过标杆电价（基准电价）保障性收购电量，一部分为不确定性收入，可再生能源发电企业通过市场交易竞价上网。
据悉，2019年，山西省执行的保障小时数是1300/1100小时，如果执行900小时的保障性收购新规，则电站业主将不得不牺牲一部分电量参与电力市场交易。
以一座10MW的光伏电站为例，假设年利用小时数1200小时，山西脱硫煤标杆电价为0.332元/KWh，根据2018年山西省电力市场交易年报，售电公司度电收益4.21厘：
若全部电量保障性收购，则收益为：
差值为98.4万元。若电站规模更大，发电量越高，则企业的亏损越大。
无论如何，这一规定都直接威胁了电站业主的利益。
下调最低保障小时数背后的博弈
在国家大力降低工商业电价的大背景下，电网企业的压力也很大。
我国电力市场是全球体量最大但又与邻国电网极少进行电力交换的独立统一市场，由于电力无法大规模储存，因此所有发出的电力必须即使出清。
截至2018年底，我国主要可再生能源发电装机容量72896万千瓦，占全部电力装机的38.4％，相比2005年提高了15.1个百分点，太阳能设备，其中非水可再生能源发电装机占比由2005年的0.6％提高到2018年的19.8％。我国光伏风电装机占比不断提升，电网的调度难度也在逐步加大。在辐照较好的午间（光伏发电高峰）、夜间（风电发电高峰）这两大时段，火电需进行深度调峰使得火电的发电成本大幅提升（煤耗、设备损耗提升，安全性大幅下降）。在我国的政策框架下，支持光伏、风电等新能源产业发展，并将其发电优先级设为最高，可以说，火电企业、电网企业一定程度承担了风光发电的调度成本及消纳问题。
解决这一矛盾最终端的方案就是深度电力市场化，今日引发争议的山西能源局的做法也正是在这个指导思想下的一次尝试。
新能源拿出更多电量参与市场化交易，既能降低地方企业的负担，又能减轻电网公司的输配电价压力，是一个一举两得的做法。但是这就意味着风电光伏发电企业需要牺牲一部分收益来承担电力并网的成本，触动了本能拿到的蛋糕，因而引起了可再生能源电站业主的不满。
保障性收购背后的利益瓜葛
