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外送電緩解西北新能源發電不足問題
亞坦新能源總經理李輝告訴本報記者，總體而言，這次跨省交易有利于各方。山東需要電，西北四省的新能源供電方也一直希望緩解發電不足的問題。他表示，山東有大量的高能耗企業，自己都建火電廠，假設有便宜的電價，一年可以節省數百萬元至上千萬元的成本。
前述新能源企業管理層就告訴本報，山東當地用電企業跨省“直購”新能源電力，為之付出的價格可能在0.3元/千瓦時左右，比采購當地火電價要低。山東0.3729元每千瓦時的燃煤發電標桿電價，較之北京(0.3515元每千瓦時)都要高。而作為用電大省，2014年山東的全社會用電量(4224億千瓦時)占了全國7.64%之多。
而此次參與直購電的部分新能源企業，則是在標桿電價基礎之上打九折來賣電的。假設一個光伏發電站的實際標桿上網電價是1元/千瓦時，其會讓出0.11元左右來交易。
就像李輝所說，西北地區的不少新能源電站都在限電。新的交易公告稱，“為保障跨區跨省電網安全運行和交易結果的順利執行，本次交易西北各省新能源成交的比例不超過40%。新能源發電企業成交電量上限參照上年西北區域同類發電機組平均利用小時的30%確定，風電為361 小時，光伏為315 小時。”前述新能源公司管理層就對記者表示，這一數字可以表明，在整個西北地區的發電平均小時數為1050小時，嚴重低于其滿發量1500~1600小時，西北地區發電量不足的問題暴露無遺。
除了直購電，是否有其他的方式來緩解西北地區發電量不足的問題呢?前述新能源公司管理層就表示，有關部門可以考慮適當降低火電的發電量。
據鋰電池廠商統計快報數據，2015年底全國火電裝機容量9.9億千瓦，設備平均利用小時4329小時。寧夏的火電設備平均利用小時超過5000小時，青海超過4500小時，“寧夏和青海的火電，存在著一定的調峰空間。假設一臺60萬千瓦的火電機組、利用小時數為5000小時，就有30億千瓦時的發電。如果削減這一臺設備的話，就可騰出1G瓦的光伏發電量。”那位新能源公司管理層對記者表示。
