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“此次管理办法的出台，距离2010年《中国可再生能源法》首次提出全额收购可再生能源发电的提法，已有10年的时间，保障可再生能源全额收购是真正要落到实处了。”
《可再生能源法》实施10年之后，“最难产”的可再生能源发电全额保障性收购制度终于落地。
3月28日，国家发改委发布《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》（下称《办法》），旨在加强可再生能源发电全额保障性收购管理，保障非化石能源消费比重目标的实现，推动能源生產和消费革命。
《办法》对可再生能源做了清晰界定，适用于风力发电、太阳能发电、生物质能发电、地热能发电、海洋能发电等非水可再生能源，水力发电参照执行。
尽管业界认为此次《办法》的出台是政府、新能源企业与电网等多方妥协的结果，但其对于解决弃风、弃光和弃水问题将起到实质性的积极作用。
“我觉得这个管理办法对新能源行业发展是一场及时雨。”合肥阳光电源董事长曹仁贤在接受记者采访时表示，“此次管理办法的出台，距离2010年《中国可再生能源法》首次提出全额收购可再生能源发电的提法，已有10年的时间，保障可再生能源全额收购是真正要落到实处了。”
剑指“三弃”顽疾
所谓可再生能源发电全额保障性收购是指电网企业（含电力调度机构）根据国家确定的上网标杆电价和保障性收购利用小时数，结合市场竞争机制，通过落实优先发电制度，在确保供电安全的前提下，全额收购规划范围内的可再生能源发电项目的上网电量。
“在现有电力体制下，火电因为每年有政府下达的计划电量，形成了事实上的优先发电权，挤占可再生能源的发展空间。从这个意义上讲，能否解决好弃风、弃光问题，既是电改的重要内容，更是衡量电改成败的标志，也是能源革命能否成功的关键。”中国可再生能源学会风能专委会秘书长秦海岩在接受记者采访时表示。
由于汛期降水较为集中、外送通道能力不足、用电需求增长放缓、供热机组调峰能力有限等问题，弃水、弃风、弃光一直是可再生行业发展的痼疾。根据行业内预估，2015年全国弃水量将超过400亿千瓦时；国家能源局统计数据显示，2015年我国弃风电量339亿千瓦时，同比增加213亿千瓦时，平均弃风率达到15%；西北部分地区弃光现象严重，其中，甘肃全年弃光率达31%，新疆自治区全年弃光率达26%。
而《办法》可以极大地解决上述问题。根据《办法》，可再生能源并网发电项目年发电量分为保障性收购电量部分和市场交易电量部分。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（实物合同或差价合同）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，电网企业按照优先调度原则执行发电合同。
秦海岩指出，弃风的真正原因并非技术因素或其他实际的限制性条件，而是因为既不自由也不公平的电力市场存在的一系列障碍，再加上因新技术威胁旧的思考和行为模式而遭受的阻力。
在此背景下，在《办法》出台3天后举行的一场“弃风限电研讨会”上，风能协会宣布将主动维权，视情况采取包括申请信息公开、向国家主管部门举报、申请行政复议以及法律诉讼等在内的多种法律手段，依法维护新能源企业的合法权益。据秦海岩介绍，截至目前，针对此前在风电消纳方面涉嫌违法违规操作的甘肃、新疆、云南，风能协会已向三个地方政府的发改委、经信委，以及电力公司申请信息公开，并表示“将视事态发展情况采取进一步行动”。
保底小时数由国家统一确定
值得注意的是，保障性收购电量加市场交易电量的办法主要适用于限电严重地区，中东部不存在限电问题的省份仍要执行全额保价收购，不能借机变相降低电价。
《办法》明确，保障性小时数的确定，不由各省政府或电网公司执行，而是由国家统一确定。
国家能源局会同国家发改委经济运行局核定各类可再生能源并网发电项目保障性收购年利用小时数，并监管落实情况。
保障性收购电量确定的首要原则是保证可再生能源发电项目的合理收益。“我国可再生能源分类电价就是根据各地区资源水平、投资成本、按照内部资本金收益率8%确定的。”中国水电水利规划设计总院副院长易跃春在接受记者采访时表示，“保障性收购电量至少应该按此方法予以确定。”
例如，我国I类风资源区自2015年1月1日开始执行的风电上网标杆电价是0.49元/千瓦时，所依据的基本测算指标是资本金内部收益率为8%，再加上长期贷款利率4.9%，I类风区建设成本平均8100元/千瓦以及设备折旧等其他指标，则得出一个风电项目的年利用小时数至少要在2180小时才能保证8%的基本收益。
如果低于2180小时，资本金收益率就将低于8%，项目的投资收益就不能保证，因此应该按2180小时来确定保障小时数，并乘以项目装机容量得出保障性收购电量。
“如果一个项目有能力达到2300小时的年利用小时数，那么超出2180小时保障范围的剩余120小时电量，就能够以较低的价格竞争取得售电合同，必要时可以用零电价甚至负电价参与市场交易，通过市场化的手段实现市场交易电量部分的优先上网。而参与市场交易的可再生能源发电量按照项目所在地的补贴标准享受可再生能源电价补贴。”秦海岩说。
《办法》提出，保障性收购电量范围内，受非系统安全因素影响，非可再生能源发电挤占消纳空间和输电通道导致的可再生能源并网发电项目限发电量视为优先发电合同转让至系统内优先级较低的其他机组，由相应机组按影响大小承担对可再生能源并网发电项目的补偿费用。“换言之，由可再生能源自身、电网、火电抢发等原因，造成的弃电限电损失需由责任主体自行承担。”易跃春指出。《办法》首次明确提出自备电厂也是补偿责任的承担主体，与常规机组一样承担相同的社会责任，并不享有任何优先权。
“《办法》第十五条中明确指出：‘电网企业不得要求可再生能源项目通过向优先级较低的发电项目支付费用的方式实现优先发电’，也就是说，迫使可再生能源企业购买发电权的做法将被杜绝，类似去年云南省出台的水火风火置换交易等是典型违法违规行为。”秦海岩说。
《可再生能源法》实施10年之后，“最难产”的可再生能源发电全额保障性收购制度终于落地。
3月28日，国家发改委发布《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》（下称《办法》），旨在加强可再生能源发电全额保障性收购管理，保障非化石能源消费比重目标的实现，推动能源生產和消费革命。
《办法》对可再生能源做了清晰界定，适用于风力发电、太阳能发电、生物质能发电、地热能发电、海洋能发电等非水可再生能源，水力发电参照执行。
尽管业界认为此次《办法》的出台是政府、新能源企业与电网等多方妥协的结果，但其对于解决弃风、弃光和弃水问题将起到实质性的积极作用。
“我觉得这个管理办法对新能源行业发展是一场及时雨。”合肥阳光电源董事长曹仁贤在接受记者采访时表示，“此次管理办法的出台，距离2010年《中国可再生能源法》首次提出全额收购可再生能源发电的提法，已有10年的时间，保障可再生能源全额收购是真正要落到实处了。”
剑指“三弃”顽疾
所谓可再生能源发电全额保障性收购是指电网企业（含电力调度机构）根据国家确定的上网标杆电价和保障性收购利用小时数，结合市场竞争机制，通过落实优先发电制度，在确保供电安全的前提下，全额收购规划范围内的可再生能源发电项目的上网电量。
“在现有电力体制下，火电因为每年有政府下达的计划电量，形成了事实上的优先发电权，挤占可再生能源的发展空间。从这个意义上讲，能否解决好弃风、弃光问题，既是电改的重要内容，更是衡量电改成败的标志，也是能源革命能否成功的关键。”中国可再生能源学会风能专委会秘书长秦海岩在接受记者采访时表示。
由于汛期降水较为集中、外送通道能力不足、用电需求增长放缓、供热机组调峰能力有限等问题，弃水、弃风、弃光一直是可再生行业发展的痼疾。根据行业内预估，2015年全国弃水量将超过400亿千瓦时；国家能源局统计数据显示，2015年我国弃风电量339亿千瓦时，同比增加213亿千瓦时，平均弃风率达到15%；西北部分地区弃光现象严重，其中，甘肃全年弃光率达31%，新疆自治区全年弃光率达26%。
而《办法》可以极大地解决上述问题。根据《办法》，可再生能源并网发电项目年发电量分为保障性收购电量部分和市场交易电量部分。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（实物合同或差价合同）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，电网企业按照优先调度原则执行发电合同。
秦海岩指出，弃风的真正原因并非技术因素或其他实际的限制性条件，而是因为既不自由也不公平的电力市场存在的一系列障碍，再加上因新技术威胁旧的思考和行为模式而遭受的阻力。
在此背景下，在《办法》出台3天后举行的一场“弃风限电研讨会”上，风能协会宣布将主动维权，视情况采取包括申请信息公开、向国家主管部门举报、申请行政复议以及法律诉讼等在内的多种法律手段，依法维护新能源企业的合法权益。据秦海岩介绍，截至目前，针对此前在风电消纳方面涉嫌违法违规操作的甘肃、新疆、云南，风能协会已向三个地方政府的发改委、经信委，以及电力公司申请信息公开，并表示“将视事态发展情况采取进一步行动”。
保底小时数由国家统一确定
值得注意的是，保障性收购电量加市场交易电量的办法主要适用于限电严重地区，中东部不存在限电问题的省份仍要执行全额保价收购，不能借机变相降低电价。
《办法》明确，保障性小时数的确定，不由各省政府或电网公司执行，而是由国家统一确定。
国家能源局会同国家发改委经济运行局核定各类可再生能源并网发电项目保障性收购年利用小时数，并监管落实情况。
保障性收购电量确定的首要原则是保证可再生能源发电项目的合理收益。“我国可再生能源分类电价就是根据各地区资源水平、投资成本、按照内部资本金收益率8%确定的。”中国水电水利规划设计总院副院长易跃春在接受记者采访时表示，“保障性收购电量至少应该按此方法予以确定。”
例如，我国I类风资源区自2015年1月1日开始执行的风电上网标杆电价是0.49元/千瓦时，所依据的基本测算指标是资本金内部收益率为8%，再加上长期贷款利率4.9%，I类风区建设成本平均8100元/千瓦以及设备折旧等其他指标，则得出一个风电项目的年利用小时数至少要在2180小时才能保证8%的基本收益。
如果低于2180小时，资本金收益率就将低于8%，项目的投资收益就不能保证，因此应该按2180小时来确定保障小时数，并乘以项目装机容量得出保障性收购电量。
“如果一个项目有能力达到2300小时的年利用小时数，那么超出2180小时保障范围的剩余120小时电量，就能够以较低的价格竞争取得售电合同，必要时可以用零电价甚至负电价参与市场交易，通过市场化的手段实现市场交易电量部分的优先上网。而参与市场交易的可再生能源发电量按照项目所在地的补贴标准享受可再生能源电价补贴。”秦海岩说。
《办法》提出，保障性收购电量范围内，受非系统安全因素影响，非可再生能源发电挤占消纳空间和输电通道导致的可再生能源并网发电项目限发电量视为优先发电合同转让至系统内优先级较低的其他机组，由相应机组按影响大小承担对可再生能源并网发电项目的补偿费用。“换言之，由可再生能源自身、电网、火电抢发等原因，造成的弃电限电损失需由责任主体自行承担。”易跃春指出。《办法》首次明确提出自备电厂也是补偿责任的承担主体，与常规机组一样承担相同的社会责任，并不享有任何优先权。
“《办法》第十五条中明确指出：‘电网企业不得要求可再生能源项目通过向优先级较低的发电项目支付费用的方式实现优先发电’，也就是说，迫使可再生能源企业购买发电权的做法将被杜绝，类似去年云南省出台的水火风火置换交易等是典型违法违规行为。”秦海岩说。