3月28日，为加强可再生能源发电全额保障性收购管理，国家发改委正式印发了《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》(以下简称《管理办法》)。
从战略角度来说，该《管理办法》的施行对实现我国非化石能源消费比重目标、促进能源领域供给侧结构性改革、推动能源生产和能源消费革命都具有重要意义;
从市场建设角度来说，《管理办法》也是支持和配合我国电力市场化改革的重要举措，是落实电力体制改革中可再生能源发电领域相关目标和任务的具体表现;
从我国实际情况来说，当前可再生能源发电并网消纳形势严峻，“弃风弃光”情况依然严重，《管理办法》的下发对整个可再生能源行业都是一记“强心针”，为可再生能源发电减弃增发提供了新动力。
《管理办法》指出，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。
其中，《管理办法》将可再生能源并网发电项目年发电量分为了保障性收购电量部分和市场交易电量部分。按照文件规定，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;
超出保障性收购电量范围的，鼓励可再生能源发电企业充分发挥可再生能源电力边际成本低的优势，通过参与市场竞争的方式实现优先发电和促进多发满发。
此外，文件的适用范围主要包括风力发电、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。而水力发电将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。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。
根据文件精神，“保障收购”和“市场交易”将支撑起可再生能源发电的并网消纳。就现阶段的情况看，“保障性收购”还是核心，市场交易为补充。而可再生能源并网发电项目的保障性收购年上网电量是根据保障性收购年利用小时数和装机容量确定的，因此保障性收购年利用小时数成为了关键指标。
《管理办法》规定，对可再生能源发电受限地区，国务院能源主管部门会同经济运行主管部门将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，来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，并根据各地区实际情况适时进行调整。也就是说，该利用小时数的核定，必须符合物理约束(电网输送和系统消纳能力)、经济约束(准许成本价合理收益)以及地域约束(根据地区产业和可再生能源发电特点进行调整)，考虑的因素复杂、面临的环境多变，如何保证该指标的科学合理性和准确性极为重要。
此外，《管理办法》还值得关注的是，明确了不同主体的风险承担机制和责任范围。这对于规范我国可再生能源并网发电，矫正部分地区的不规范操作模式和市场行为，十分重要。该领域的主体主要包括政府相关部门、可再生能源发电企业、非可再生能源发电企业、电网企业以及用户等。
