国家发展改革委印发了《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》，可再生能源发电有了更切实的政策保障。
这份文件其实不算很长，尤其是关键处字字精炼，留下的想象和操作空间其实还有不小。如果你还有疑惑，可以看看中国可再生能源学会风能专委会秘书长，鉴衡认证中心主任秦海岩的解读。他算的账更细。
【解读人】中国可再生能源学会风能专委会秘书长，鉴衡认证中心主任秦海岩
适用范围确定
本办法适用于风力发电、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。
规划范围内项目有保障
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。
水电调峰机组和大机组优先
水力发电根据国家确定的上网标杆电价（或核定的电站上网电价）和设计平均利用小时数，通过落实长期购售电协议、优先安排年度发电计划和参与现货市场交易等多种形式，落实优先发电制度和全额保障性收购。
根据水电特点，为促进新能源消纳和优化系统运行，水力发电中的调峰机组和大型机组享有靠前优先顺序。
【解读】
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，是能源革命能否成功的关键。
所以，《办法》既是为了解决燃眉之急，更是深化改革、建立效率与公平兼顾的市场机制的一项具体举措。
电量分成两部分
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。
其中，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。
【解读】
如果项目有能力达到2300的年利用小时数，那么超出2180保障范围的120小时对应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。
当前我国西北地区的一些省份推行的所谓“直供交易”，是违反《可再生能源法》的行为，必须予以纠正。
低于标杆电价的直供交易应该是在完成保障性收购电量的前提下，对超额部分做出的市场性安排，即只有市场交易电量部分，才能执行市场价格。
同时，《办法》对市场交易电量也要享受可再生能源补贴做出了规定，“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”，即市场交易电量价格＝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）。
需要指出的是，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》第二章第七条明确：“不存在限制可再生能源发电情况的地区，电网企业应根据其资源条件保障可再生能源并网发电项目发电量全额收购。”
限电地区可再生能源发电有保底了
国务院能源主管部门会同经济运行主管部门对可再生能源发电受限地区，根据电网输送和系统消纳能力，按照各类标杆电价覆盖区域，参考准许成本加合理收益，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予以公布，并根据产业发展情况和可再生能源装机投产情况对各地区各类可再生能源发电保障性收购年利用小时数适时进行调整。
地方有关主管部门负责在具体工作中落实该小时数，可再生能源并网发电项目根据该小时数和装机容量确定保障性收购年上网电量。
【解读】
实际上，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。因此，保障性收购电量也应该按此方法予以确定。
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电价调整，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，今天在确定保障小时数的时候，最合理的办法就是参考固定电价制定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，则得出一个风电项目的年利用小时数至少要在2180才能保证8%的基本收益。
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。
按《办法》的规定，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。确定了保障性收购电量，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，那么应该保障的小时数2180减去1800就是损失的利用小时数380，所对应的电量就是需要其他优先级别较低的机组补偿的电量。
《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。
也就是说，当地燃煤脱硫标杆上网电价加上可再生能源附加电价，都由承担补偿责任的机组负责补偿。这样的规定带有一定的惩罚性质，责任机组对两部分电价都需要做出补偿，包括可再生能源附加电价部分。
给分布式光伏吃了定心丸
生物质能、地热能、海洋能发电以及分布式光伏发电项目暂时不参与市场竞争，上网电量由电网企业全额收购；
各类特许权项目、示范项目按特许权协议或技术方案明确的利用小时数确定保障性收购年利用小时数。
保障性电量转移后有补偿
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，并做好与可再生能源调峰机组优先发电的衔接。
计入补偿的限发电量最大不超过保障性收购电量与可再生能源实际发电量的差值。保障性收购电量范围内的可再生能源优先发电合同不得主动通过市场交易转让。
电网企业协助电力交易机构（未设立交易机构地区由电网企业负责）负责根据限发时段电网实际运行情况，参照调度优先级由低到高顺序确定承担可再生能源并网发电项目限发电量补偿费用的机组范围（含自备电厂），并根据相应机组实际发电量大小分摊补偿费用。
【解读】
补偿责任由事实上受益的机组来承担。作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。
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，则相应机组应承担补偿责任。
《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。这对明确自备电厂定位，有效扩大可再生能源电力消纳空间具有重要作用。
电网出问题由电网补偿
因并网线路故障（超出设计标准的自然灾害等不可抗力造成的故障除外）、非计划检修导致的可再生能源并网发电项目限发电量由电网企业承担补偿。
【解读】
电网公司不能再拿技术原因作为免责的借口。
作为《办法》中的一项核心内容，补偿责任主体的明确，一方面弥补了可再生能源项目的经济损失，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。
不得要求可再生能源购买发电权
电网企业应按照节能低碳电力调度原则，依据有关部门制定的市场规则，优先执行可再生能源发电计划和可再生能源电力交易合同，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，不得要求可再生能源项目向优先级较低的发电项目支付费用的方式实现优先发电。
【解读】
关于政府部门的责任，按照《办法》的安排，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。
各省级能源监管办公室会同省级经济运行主管部门依据《办法》制定实施细则，省级能监部门、省级能源主管部门和经济运行主管部门对电网企业与可再生能源发电企业签订优先发电合同情况和执行情况进行监管。
关于电网的责任义务，《办法》第二章第四条明确，电网是实施的责任主体。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。
值得一提的是，《办法》第十五条中指出，“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。
辅助服务收费也要一视同仁
可再生能源发电企业应按有关规定参与辅助服务费用分摊。
电价引导，用户参与
建立供需互动的需求侧响应机制，形成用户参与辅助服务分担共享机制。鼓励通过价格手段引导电力用户优化用电负荷特性，实现负荷移峰填谷。
鼓励用户参与调峰调频等辅助服务，提高系统的灵活性和可再生能源消纳能力。
这份文件其实不算很长，尤其是关键处字字精炼，留下的想象和操作空间其实还有不小。如果你还有疑惑，可以看看中国可再生能源学会风能专委会秘书长，鉴衡认证中心主任秦海岩的解读。他算的账更细。
【解读人】中国可再生能源学会风能专委会秘书长，鉴衡认证中心主任秦海岩
适用范围确定
本办法适用于风力发电、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。
规划范围内项目有保障
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。
水电调峰机组和大机组优先
水力发电根据国家确定的上网标杆电价（或核定的电站上网电价）和设计平均利用小时数，通过落实长期购售电协议、优先安排年度发电计划和参与现货市场交易等多种形式，落实优先发电制度和全额保障性收购。
根据水电特点，为促进新能源消纳和优化系统运行，水力发电中的调峰机组和大型机组享有靠前优先顺序。
【解读】
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，是能源革命能否成功的关键。
所以，《办法》既是为了解决燃眉之急，更是深化改革、建立效率与公平兼顾的市场机制的一项具体举措。
电量分成两部分
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。
其中，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。
【解读】
如果项目有能力达到2300的年利用小时数，那么超出2180保障范围的120小时对应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。
当前我国西北地区的一些省份推行的所谓“直供交易”，是违反《可再生能源法》的行为，必须予以纠正。
低于标杆电价的直供交易应该是在完成保障性收购电量的前提下，对超额部分做出的市场性安排，即只有市场交易电量部分，才能执行市场价格。
同时，《办法》对市场交易电量也要享受可再生能源补贴做出了规定，“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”，即市场交易电量价格＝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）。
需要指出的是，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》第二章第七条明确：“不存在限制可再生能源发电情况的地区，电网企业应根据其资源条件保障可再生能源并网发电项目发电量全额收购。”
限电地区可再生能源发电有保底了
国务院能源主管部门会同经济运行主管部门对可再生能源发电受限地区，根据电网输送和系统消纳能力，按照各类标杆电价覆盖区域，参考准许成本加合理收益，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予以公布，并根据产业发展情况和可再生能源装机投产情况对各地区各类可再生能源发电保障性收购年利用小时数适时进行调整。
地方有关主管部门负责在具体工作中落实该小时数，可再生能源并网发电项目根据该小时数和装机容量确定保障性收购年上网电量。
【解读】
实际上，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。因此，保障性收购电量也应该按此方法予以确定。
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电价调整，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，今天在确定保障小时数的时候，最合理的办法就是参考固定电价制定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，则得出一个风电项目的年利用小时数至少要在2180才能保证8%的基本收益。
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。
按《办法》的规定，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。确定了保障性收购电量，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，那么应该保障的小时数2180减去1800就是损失的利用小时数380，所对应的电量就是需要其他优先级别较低的机组补偿的电量。
《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。
也就是说，当地燃煤脱硫标杆上网电价加上可再生能源附加电价，都由承担补偿责任的机组负责补偿。这样的规定带有一定的惩罚性质，责任机组对两部分电价都需要做出补偿，包括可再生能源附加电价部分。
给分布式光伏吃了定心丸
生物质能、地热能、海洋能发电以及分布式光伏发电项目暂时不参与市场竞争，上网电量由电网企业全额收购；
各类特许权项目、示范项目按特许权协议或技术方案明确的利用小时数确定保障性收购年利用小时数。
保障性电量转移后有补偿
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，并做好与可再生能源调峰机组优先发电的衔接。
计入补偿的限发电量最大不超过保障性收购电量与可再生能源实际发电量的差值。保障性收购电量范围内的可再生能源优先发电合同不得主动通过市场交易转让。
电网企业协助电力交易机构（未设立交易机构地区由电网企业负责）负责根据限发时段电网实际运行情况，参照调度优先级由低到高顺序确定承担可再生能源并网发电项目限发电量补偿费用的机组范围（含自备电厂），并根据相应机组实际发电量大小分摊补偿费用。
【解读】
补偿责任由事实上受益的机组来承担。作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。
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，则相应机组应承担补偿责任。
《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。这对明确自备电厂定位，有效扩大可再生能源电力消纳空间具有重要作用。
电网出问题由电网补偿
因并网线路故障（超出设计标准的自然灾害等不可抗力造成的故障除外）、非计划检修导致的可再生能源并网发电项目限发电量由电网企业承担补偿。
【解读】
电网公司不能再拿技术原因作为免责的借口。
作为《办法》中的一项核心内容，补偿责任主体的明确，一方面弥补了可再生能源项目的经济损失，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。
不得要求可再生能源购买发电权
电网企业应按照节能低碳电力调度原则，依据有关部门制定的市场规则，优先执行可再生能源发电计划和可再生能源电力交易合同，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，不得要求可再生能源项目向优先级较低的发电项目支付费用的方式实现优先发电。
【解读】
关于政府部门的责任，按照《办法》的安排，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。
各省级能源监管办公室会同省级经济运行主管部门依据《办法》制定实施细则，省级能监部门、省级能源主管部门和经济运行主管部门对电网企业与可再生能源发电企业签订优先发电合同情况和执行情况进行监管。
关于电网的责任义务，《办法》第二章第四条明确，电网是实施的责任主体。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。
值得一提的是，《办法》第十五条中指出，“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。
辅助服务收费也要一视同仁
可再生能源发电企业应按有关规定参与辅助服务费用分摊。
电价引导，用户参与
建立供需互动的需求侧响应机制，形成用户参与辅助服务分担共享机制。鼓励通过价格手段引导电力用户优化用电负荷特性，实现负荷移峰填谷。
鼓励用户参与调峰调频等辅助服务，提高系统的灵活性和可再生能源消纳能力。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201603/30/129605.html
