12月28日，国家能源局发布《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》（以下简称《办法》）的征求意见稿，引发广泛关注。新《办法》与电改配套文件有何关系？是否能如大家期望的那样有效解决弃风弃光问题？如果发生可再生能源限电问题，补偿责任由谁来承担？《办法》的公布又将给火电带来哪些影响？相信读过中国风能协会秘书长秦海岩先生的解读，你会对《办法》有一个全新的认识。
作为电改配套文件的一部分，《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》为解决弃风弃光现象，详细规定了可再生能源优先上网和保障性收购的具体措施，同时也明确，对可再生能源的补偿责任不在电网，在实际受益机组。
《办法》出台的最大动因是解决弃风弃光问题
问：国家能源局向社会发布了《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》的征求意见稿，立刻引起了业界的高度关注。就您的理解，国家此时为什么要制定这样一个办法？
秦海岩：《办法》的征求意见稿发出来之后大家很关注，我也认真看过，只谈谈自己的看法，不一定准确，仅供参考。
《办法》出台的最大动因就是解决当前弃风弃光问题的迫切要求。自2011年出现弃风限电，2014年大范围出现弃光限电以来，这一问题一直是制约我国可再生能源发展的最大障碍。
今年以来，由于全社会电力需求增速放缓以及火电疯狂上马，常规能源对可再生能源电力的挤出效应加剧，致使弃风弃光问题越发严重。尤其是入冬以来，甘肃、宁夏、黑龙江等“三北”地区省份的弃风弃光比例超过60%，新疆甚至勒令可再生能源机组停发。
预计今年全年的弃风弃光电量将达到400亿千瓦时，直接电费损失约220亿元。其中弃风电量预计达到350亿千瓦时，比2014年多出200亿千瓦时，弃风损失几乎抵消了今年全年新增装机的发电量，风电产业一年的新增社会经济效益几乎全部被浪费了。
这种现象造成可再生能源资源的巨大浪费，致使发电企业全面陷于亏损状态，严重影响了企业的投资积极性，资本市场开始提高对风电光伏产业的风险评估等级。如果弃风弃光问题不能尽快解决，可再生能源行业将整体陷入恶性循环。
可再生能源发展动力将被削弱，开发成本的持续下降无从谈起，不仅十三五可再生能源发展目标难以实现，而且我国在今年巴黎气候大会上承诺的2030年减排目标和能源结构调整的计划都将落空。
因此，办法的提出，旨在通过切实可行的机制建设，彻底解决困扰可再生能源产业持续发展的老大难问题。
问：我们注意到电改9号文和前不久发布的多个电改配套文件中也多次提到可再生能源优先上网和保障性收购，这与《办法》有什么内在的逻辑联系？
秦海岩：直观来讲，《办法》可以理解为依据《可再生能源法》中关于“全额保障性收购可再生能源电力”的相关规定，为落实电力体制改革系列文件中提出的有关目标和任务而制定的具体措施。
电改9号文将解决可再生能源保障性收购、确保可再生能源发电无歧视无障碍上网问题作为当前电力体制改革的重要任务。首批6个电改配套文件中，也提出了实施可再生能源优先上网和保障性收购的机制框架。例如，在《关于推进电力市场建设的实施意见》中提出
“坚持清洁能源优先上网……形成促进可再生能源利用的市场机制。规划内的可再生能源优先发电，优先发电合同可转让，鼓励可再生能源参与电力市场，鼓励跨省跨区消纳可再生能源。”
在《关于有序放开发用电计划的实施意见》中，提出“建立优先发电制度”，并将可再生能源电源列入一类优先保障范畴。
“纳入规划的风能、太阳能、生物质能等可再生能源优先发电，优先发电容量通过充分安排发电量计划并严格执行予以保障。”
在《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》中明确提出“燃煤消减”的要求，
“推动可再生能源替代燃煤自备电厂发电。在风、光、水等资源富集地区，采用市场化机制引导拥有燃煤自备电厂的企业减少自发自用电量，增加市场购电量，逐步实现可再生能源替代燃煤发电。”
可以说，上述规定都非常明确地肯定了可再生能源发电的优先权，但仍然缺乏可执行可操作的具体办法。
当现实中这种优先权受损的时候，我们缺乏有效的惩罚措施，责任不清，主体不明。弃风弃光现象发生时，各方各执一词，电网以可再生能源电力具有波动性和系统调峰能力不足等技术问题为借口，实则是缺乏调度可再生能源电力的积极性；传统火电机组则千方百计认定成供热机组，以保供热为理由拒绝参与调峰。而这些所谓的技术问题在国外早已被证实根本就不是障碍，德国风电、光伏等波动性电源在电网中的占比已经超过20%，丹麦风电占比已接近40%，并没有影响电网的安全稳定运行。
分析我国几个弃风的“重灾区”发现，其煤电机组的利用小时数仍旧高达3500-4000小时，甚至更高，系统调峰和接纳风电的潜力（调峰深度达到20%以内，利用小时数在1500-2000）都远远没有发挥出来。事实证明，我国弃风弃光的主要原因不在于技术瓶颈，而是电力市场新旧主体之间的优先级排序问题，归根结底是机制安排问题。在现有电力体制下，火电企业的发电权优先级被人为提高了，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。
在现在的历史节点上，我们只有正视可再生能源电力对传统化石能源电力的“替代”，才能有效推进电改，建立效率与公平兼备的市场。换言之，能否解决弃风弃光问题，既是电改的重要内容，更是衡量电改成败的标志。
惩罚责任承担主体不是电网，而是受益机组
问：那么现在的《办法》当中，是如何规范和落实各个主体的责任的？
秦海岩：《办法》中《办法》第二章、第三章和第四章等多个部分对责任及其主体进行了规范，明确了政府各个部门、电网企业、常规发电企业以及可再生能源发电企业的权责划分，提出了一套非常清晰的管理和运行机制。
按照现在的安排，国家能源局会同发改委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。如果把可再生能源发电项目比作一个孩子，能源局负责孩子的出生，发改委价格司负责孩子吃什么质量、什么档次的奶粉，而发改委运行局则负责每次吃多少、能不能吃饱的问题。“管生不管养”孩子必然命运多舛，吃的不健康或总是食不果腹，也会因营养不良而早夭。各部门协调配合，量价匹配，才能保证“孩子”健康成长。
《办法》第二章第四条明确，电网是实施的责任主体，但并非惩罚责任的承担主体。根据本轮电改方案，电网仍保留调度机构并且将主导交易机构的组建，电网将成为电力资源交易配置的平台，因此电网应承担可再生能源全额保障性收购的主体责任，并承担优先调度可再生能源、统计和分摊可再生能源弃发电量、充分挖掘系统调峰潜力、加强输电通道建设等责任。电网公司如果不能承担并履行好自己的责任，政府有权进行追究问责。
《办法》中同时规定，因并网线路故障和电网非计划检修导致的可再生能源限电由电网承担补偿责任。也就是说，除电网自身原因之外，电网不直接承担对可再生能源的补偿责任，这与新电改推动电网从“统购统销”角色向“收过网费”转变的方向是一致的。
相应的，补偿责任由事实上受益的机组来承担。最为最高优先级的可再生能源发电机组如果被电网调度安排限发，则本质上一定是有较低优先级别的机组多发了电量，所以必须由多发的机组进行补偿，现实中其实就是由火电机组进行补偿。
这是有相关依据的，电改配套文件《关于推进电力市场建设的实施意见》中提出“可再生能源优先发电，优先发电合同可转让”，根据这一提法，弃风弃光就是可再生能源电力享受的优先发电权转让至其他机组，则相应机组应承担可再生能源由此产生的损失。作为《办法》中的一项核心内容，惩罚性措施一方面弥补了可再生能源的经济损失，另一方面，将技术问题转为经济问题，可倒逼系统提升可再生能源消纳能力。
问：计入补偿的电量是保障性收购电量和可再生能源实际发电量的差值。如何确定保障性电量？办法中首次提出保障性收购电量和市场交易电量的划分，怎么理解这两部分的含义？
秦海岩：可再生能源发电项目的保障性收购年上网电量是该项目的保障性收购年利用小时数和装机容量相乘的结果。项目的装机容量是恒定的，保障小时数直接决定发电量，自然成为大家最为关心的一个关键动态指标，因为项目的收益率最终是靠电价和电量来实现的。
以风电为例，2009年四类风电上网标杆电价的制定以及后面的调整，都是依据当时的产业技术水平和投资成本，在保证企业可获得合理利润的前提下做出的，企业也是据此对项目投资行为进行决策。所以，在确定保障小时数的时候，最合理的办法就是参考最近一次电价调整时依据的利用小时数。
举例来说，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，则得出一个装机5万千瓦项目的年利用小时数至少要在2180。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收购电量是合理的。当然，这只是举例，具体实施中也要根据项目的具体情况做出相应调整。
接下来的问题就简单了，如果该项目在实际中因限发而导致一年上网电量只有1800小时，那么应发的小时数2180减去1800就是损失的利用小时数，所对应的电量就是需要火电机组补偿的电量。《办法》规定，补偿电价按项目所在地的可再生能源上网标杆电价执行，即当地燃煤脱硫标杆上网电价加上可再生能源附加电价。火电机组负责补偿燃煤脱硫电价部分，可再生能源附加电价部分仍由国家可再生能源基金支付。
以上部分保障的是可再生能源企业的基本收益，电改配套文件提出鼓励可再生能源电力多发满发，《办法》也鼓励多发电量参与市场竞争。因此，在通过计划方式优先安排一部分保障性发电量，保障可再生能源项目基本收益的同时，使其超出保障性范围的发电量参于市场交易，通过市场竞争机制保障优先上网。
还以上面的测算为例，如果项目有能力达到2300的年利用小时数，那么超出保障范围的120小时对应电量就能够以较低的价格取得售电合同，同时也继续按当时水平享有可再生能源电价补贴，用一个公式来表达就是，这部分电量的实际价格＝市场竞争取得的电价＋（当地可再生能源标杆上网电价－当地火电脱硫脱硝标杆电价）。这种办法可以鼓励可再生能源企业通过技术进步等方式提高利用效率，降低边际成本，获得额外收益。
保障的方式实现了保障性容量向计划电量的转变，促进公平权益；竞争的方式发挥了效率和市场的作用。二者的结合可有效解决目前的困境。
《办法》会对火电有影响，但并非不可承受
问：《办法》规定常规机组补偿可再生能源限发的电量损失，这样会不会给火电机组造成额外的负担？如何保证火电企业依规办事？
秦海岩：《办法》的实施肯定会减少火电机组的发电小时数，但并非是不可承受的。
目前，在我国的电力在系统中，可再生能源电力占比还非常低，风电光伏发电量仅占全社会用电量的3%，即使按照风电2.5亿千瓦、光伏1.5亿千瓦测算，2020年风电光电发电量比重仅提高至8%，对火电影响仍较小。
若能解决今年所有的弃风弃光电量、由新能源替代火电发电，则仅影响火电利用小时50小时。考虑到当前煤电企业利润较高的现实，限电补贴费用不会对火电企业经营造成显著影响，与其应该承担的环境外部成本相比，真的是微乎其微。但是却向电力行业传达国家能源转型发展的决心，促进电力系统灵活性的提高，减缓电力企业对火电的投资冲动，缓解电力供应过剩。
保障措施部分提出了电网企业落实保障性收购的具体要求，操作方法以及提高可再生能源消纳能力的运行调度技术措施。可再生能源并网发电项目保障性收购电量部分通过充分安排发电量计划并严格执行予以保障。
发电量计划须预留年内计划投产可再生能源并网发电项目的发电计划空间。电网企业应在做好可再生能源功率预测预报的基础上，与可再生能源并网发电项目企业签订优先发电合同，将发电计划和合同分解到月、周、日、小时等时段，优先安排可再生能源发电。
此外，还需要关注的一点是，现在有些地方政府规定风电补偿火电，这是严重违背法律精神的做法。《办法》中明确提出，
“保障风能、太阳能、生物质能等可再生能源发电享有最高优先调度等级，不得采取向优先级较低的发电项目支付费用的方式获取优先发电权。”
也就是说，类似云南工信委前不久发布的“风火交易”的“逆向替代”做法将被禁止，类似新疆、宁夏关停风电为火电让路的做法也不合规。有了这个《办法》，各地方政府部门的行政行为也能够有一个更好的依据。
总的来看，《办法》的出台，彰显了我国在能源管理工作中的科学和法制精神，其意义和影响都将是深远的。我们期待它早日正式出台。
作为电改配套文件的一部分，《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》为解决弃风弃光现象，详细规定了可再生能源优先上网和保障性收购的具体措施，同时也明确，对可再生能源的补偿责任不在电网，在实际受益机组。
《办法》出台的最大动因是解决弃风弃光问题
问：国家能源局向社会发布了《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》的征求意见稿，立刻引起了业界的高度关注。就您的理解，国家此时为什么要制定这样一个办法？
秦海岩：《办法》的征求意见稿发出来之后大家很关注，我也认真看过，只谈谈自己的看法，不一定准确，仅供参考。
《办法》出台的最大动因就是解决当前弃风弃光问题的迫切要求。自2011年出现弃风限电，2014年大范围出现弃光限电以来，这一问题一直是制约我国可再生能源发展的最大障碍。
今年以来，由于全社会电力需求增速放缓以及火电疯狂上马，常规能源对可再生能源电力的挤出效应加剧，致使弃风弃光问题越发严重。尤其是入冬以来，甘肃、宁夏、黑龙江等“三北”地区省份的弃风弃光比例超过60%，新疆甚至勒令可再生能源机组停发。
预计今年全年的弃风弃光电量将达到400亿千瓦时，直接电费损失约220亿元。其中弃风电量预计达到350亿千瓦时，比2014年多出200亿千瓦时，弃风损失几乎抵消了今年全年新增装机的发电量，风电产业一年的新增社会经济效益几乎全部被浪费了。
这种现象造成可再生能源资源的巨大浪费，致使发电企业全面陷于亏损状态，严重影响了企业的投资积极性，资本市场开始提高对风电光伏产业的风险评估等级。如果弃风弃光问题不能尽快解决，可再生能源行业将整体陷入恶性循环。
可再生能源发展动力将被削弱，开发成本的持续下降无从谈起，不仅十三五可再生能源发展目标难以实现，而且我国在今年巴黎气候大会上承诺的2030年减排目标和能源结构调整的计划都将落空。
因此，办法的提出，旨在通过切实可行的机制建设，彻底解决困扰可再生能源产业持续发展的老大难问题。
问：我们注意到电改9号文和前不久发布的多个电改配套文件中也多次提到可再生能源优先上网和保障性收购，这与《办法》有什么内在的逻辑联系？
秦海岩：直观来讲，《办法》可以理解为依据《可再生能源法》中关于“全额保障性收购可再生能源电力”的相关规定，为落实电力体制改革系列文件中提出的有关目标和任务而制定的具体措施。
电改9号文将解决可再生能源保障性收购、确保可再生能源发电无歧视无障碍上网问题作为当前电力体制改革的重要任务。首批6个电改配套文件中，也提出了实施可再生能源优先上网和保障性收购的机制框架。例如，在《关于推进电力市场建设的实施意见》中提出
“坚持清洁能源优先上网……形成促进可再生能源利用的市场机制。规划内的可再生能源优先发电，优先发电合同可转让，鼓励可再生能源参与电力市场，鼓励跨省跨区消纳可再生能源。”
在《关于有序放开发用电计划的实施意见》中，提出“建立优先发电制度”，并将可再生能源电源列入一类优先保障范畴。
“纳入规划的风能、太阳能、生物质能等可再生能源优先发电，优先发电容量通过充分安排发电量计划并严格执行予以保障。”
在《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》中明确提出“燃煤消减”的要求，
“推动可再生能源替代燃煤自备电厂发电。在风、光、水等资源富集地区，采用市场化机制引导拥有燃煤自备电厂的企业减少自发自用电量，增加市场购电量，逐步实现可再生能源替代燃煤发电。”
可以说，上述规定都非常明确地肯定了可再生能源发电的优先权，但仍然缺乏可执行可操作的具体办法。
当现实中这种优先权受损的时候，我们缺乏有效的惩罚措施，责任不清，主体不明。弃风弃光现象发生时，各方各执一词，电网以可再生能源电力具有波动性和系统调峰能力不足等技术问题为借口，实则是缺乏调度可再生能源电力的积极性；传统火电机组则千方百计认定成供热机组，以保供热为理由拒绝参与调峰。而这些所谓的技术问题在国外早已被证实根本就不是障碍，德国风电、光伏等波动性电源在电网中的占比已经超过20%，丹麦风电占比已接近40%，并没有影响电网的安全稳定运行。
分析我国几个弃风的“重灾区”发现，其煤电机组的利用小时数仍旧高达3500-4000小时，甚至更高，系统调峰和接纳风电的潜力（调峰深度达到20%以内，利用小时数在1500-2000）都远远没有发挥出来。事实证明，我国弃风弃光的主要原因不在于技术瓶颈，而是电力市场新旧主体之间的优先级排序问题，归根结底是机制安排问题。在现有电力体制下，火电企业的发电权优先级被人为提高了，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。
在现在的历史节点上，我们只有正视可再生能源电力对传统化石能源电力的“替代”，才能有效推进电改，建立效率与公平兼备的市场。换言之，能否解决弃风弃光问题，既是电改的重要内容，更是衡量电改成败的标志。
惩罚责任承担主体不是电网，而是受益机组
问：那么现在的《办法》当中，是如何规范和落实各个主体的责任的？
秦海岩：《办法》中《办法》第二章、第三章和第四章等多个部分对责任及其主体进行了规范，明确了政府各个部门、电网企业、常规发电企业以及可再生能源发电企业的权责划分，提出了一套非常清晰的管理和运行机制。
按照现在的安排，国家能源局会同发改委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。如果把可再生能源发电项目比作一个孩子，能源局负责孩子的出生，发改委价格司负责孩子吃什么质量、什么档次的奶粉，而发改委运行局则负责每次吃多少、能不能吃饱的问题。“管生不管养”孩子必然命运多舛，吃的不健康或总是食不果腹，也会因营养不良而早夭。各部门协调配合，量价匹配，才能保证“孩子”健康成长。
《办法》第二章第四条明确，电网是实施的责任主体，但并非惩罚责任的承担主体。根据本轮电改方案，电网仍保留调度机构并且将主导交易机构的组建，电网将成为电力资源交易配置的平台，因此电网应承担可再生能源全额保障性收购的主体责任，并承担优先调度可再生能源、统计和分摊可再生能源弃发电量、充分挖掘系统调峰潜力、加强输电通道建设等责任。电网公司如果不能承担并履行好自己的责任，政府有权进行追究问责。
《办法》中同时规定，因并网线路故障和电网非计划检修导致的可再生能源限电由电网承担补偿责任。也就是说，除电网自身原因之外，电网不直接承担对可再生能源的补偿责任，这与新电改推动电网从“统购统销”角色向“收过网费”转变的方向是一致的。
相应的，补偿责任由事实上受益的机组来承担。最为最高优先级的可再生能源发电机组如果被电网调度安排限发，则本质上一定是有较低优先级别的机组多发了电量，所以必须由多发的机组进行补偿，现实中其实就是由火电机组进行补偿。
这是有相关依据的，电改配套文件《关于推进电力市场建设的实施意见》中提出“可再生能源优先发电，优先发电合同可转让”，根据这一提法，弃风弃光就是可再生能源电力享受的优先发电权转让至其他机组，则相应机组应承担可再生能源由此产生的损失。作为《办法》中的一项核心内容，惩罚性措施一方面弥补了可再生能源的经济损失，另一方面，将技术问题转为经济问题，可倒逼系统提升可再生能源消纳能力。
问：计入补偿的电量是保障性收购电量和可再生能源实际发电量的差值。如何确定保障性电量？办法中首次提出保障性收购电量和市场交易电量的划分，怎么理解这两部分的含义？
秦海岩：可再生能源发电项目的保障性收购年上网电量是该项目的保障性收购年利用小时数和装机容量相乘的结果。项目的装机容量是恒定的，保障小时数直接决定发电量，自然成为大家最为关心的一个关键动态指标，因为项目的收益率最终是靠电价和电量来实现的。
以风电为例，2009年四类风电上网标杆电价的制定以及后面的调整，都是依据当时的产业技术水平和投资成本，在保证企业可获得合理利润的前提下做出的，企业也是据此对项目投资行为进行决策。所以，在确定保障小时数的时候，最合理的办法就是参考最近一次电价调整时依据的利用小时数。
举例来说，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，则得出一个装机5万千瓦项目的年利用小时数至少要在2180。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收购电量是合理的。当然，这只是举例，具体实施中也要根据项目的具体情况做出相应调整。
接下来的问题就简单了，如果该项目在实际中因限发而导致一年上网电量只有1800小时，那么应发的小时数2180减去1800就是损失的利用小时数，所对应的电量就是需要火电机组补偿的电量。《办法》规定，补偿电价按项目所在地的可再生能源上网标杆电价执行，即当地燃煤脱硫标杆上网电价加上可再生能源附加电价。火电机组负责补偿燃煤脱硫电价部分，可再生能源附加电价部分仍由国家可再生能源基金支付。
以上部分保障的是可再生能源企业的基本收益，电改配套文件提出鼓励可再生能源电力多发满发，《办法》也鼓励多发电量参与市场竞争。因此，在通过计划方式优先安排一部分保障性发电量，保障可再生能源项目基本收益的同时，使其超出保障性范围的发电量参于市场交易，通过市场竞争机制保障优先上网。
还以上面的测算为例，如果项目有能力达到2300的年利用小时数，那么超出保障范围的120小时对应电量就能够以较低的价格取得售电合同，同时也继续按当时水平享有可再生能源电价补贴，用一个公式来表达就是，这部分电量的实际价格＝市场竞争取得的电价＋（当地可再生能源标杆上网电价－当地火电脱硫脱硝标杆电价）。这种办法可以鼓励可再生能源企业通过技术进步等方式提高利用效率，降低边际成本，获得额外收益。
保障的方式实现了保障性容量向计划电量的转变，促进公平权益；竞争的方式发挥了效率和市场的作用。二者的结合可有效解决目前的困境。
《办法》会对火电有影响，但并非不可承受
问：《办法》规定常规机组补偿可再生能源限发的电量损失，这样会不会给火电机组造成额外的负担？如何保证火电企业依规办事？
秦海岩：《办法》的实施肯定会减少火电机组的发电小时数，但并非是不可承受的。
目前，在我国的电力在系统中，可再生能源电力占比还非常低，风电光伏发电量仅占全社会用电量的3%，即使按照风电2.5亿千瓦、光伏1.5亿千瓦测算，2020年风电光电发电量比重仅提高至8%，对火电影响仍较小。
若能解决今年所有的弃风弃光电量、由新能源替代火电发电，则仅影响火电利用小时50小时。考虑到当前煤电企业利润较高的现实，限电补贴费用不会对火电企业经营造成显著影响，与其应该承担的环境外部成本相比，真的是微乎其微。但是却向电力行业传达国家能源转型发展的决心，促进电力系统灵活性的提高，减缓电力企业对火电的投资冲动，缓解电力供应过剩。
保障措施部分提出了电网企业落实保障性收购的具体要求，操作方法以及提高可再生能源消纳能力的运行调度技术措施。可再生能源并网发电项目保障性收购电量部分通过充分安排发电量计划并严格执行予以保障。
发电量计划须预留年内计划投产可再生能源并网发电项目的发电计划空间。电网企业应在做好可再生能源功率预测预报的基础上，与可再生能源并网发电项目企业签订优先发电合同，将发电计划和合同分解到月、周、日、小时等时段，优先安排可再生能源发电。
此外，还需要关注的一点是，现在有些地方政府规定风电补偿火电，这是严重违背法律精神的做法。《办法》中明确提出，
“保障风能、太阳能、生物质能等可再生能源发电享有最高优先调度等级，不得采取向优先级较低的发电项目支付费用的方式获取优先发电权。”
也就是说，类似云南工信委前不久发布的“风火交易”的“逆向替代”做法将被禁止，类似新疆、宁夏关停风电为火电让路的做法也不合规。有了这个《办法》，各地方政府部门的行政行为也能够有一个更好的依据。
总的来看，《办法》的出台，彰显了我国在能源管理工作中的科学和法制精神，其意义和影响都将是深远的。我们期待它早日正式出台。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201601/04/176957.html
