索比光伏网讯: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《办法》）。该《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；同时，《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。当前可再生能源发电并网消纳形势严峻，“弃风弃光”现象突出，《办法》相当于一剂“强心针”，为可再生能源发电减弃增发提供了新动力。
《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，《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。《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。
值得注意的是，《办法》还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。
政府相关部门在其中承担了两个关键性职责；一是核定保障性收购年利用小时数这一关键指标，制定发电量计划；二是履行可再生能源发电全额保障性收购的监管责任，对合同签订及执行情况进行监管，并就限发电量及补偿分摊费用等问题进行协调。同时，对于出现限制发电、履约不到位等情况，政府监管部门有责任开展调查，并定期向社会公布。概括来说，政府就是要“制定计划，监管协调，维护公平”。
对于可再生能源发电企业和非可再生发电企业两大类主体，文件对于其应承担的风险责任，以及可能出现的业务纠纷进行了描述和解答。《办法》指出，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。而相对应的，由于可再生能源资源条件造成的或因自身设备原因造成的可再生能源并网发电项目发电量损失由可再生能源发电项目自行承担，可再生能源发电享受到的辅助服务也必须按有关规定承担分摊费用。此外，从经济学角度看，政府对可再生能源发电企业限定的是保障收购的上限，并非是“交易权”，因此企业无法履约的电量需要收归政府进行再分配，原有主体没有市场交易的权利。对此，《办法》也有明文规定，可再生能源发电由于自身原因，造成不能履行的发电量应采用市场竞争的方式由各类机组竞价执行。
可再生能源发电与电网企业直接的责任关系也是文件中重点描述的内容。一方面，可再生能源发电企业要配合电网企业加强功率预测和预报工作，尽可能提供精度较高的预报结果；另一方面，电网企业应与可再生能源发电企业在共同做好可再生能源功率预测预报的基础上，将发电计划和合同分解到月、周、日、小时等时段，并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。如果因线路等电网企业自身原因导致的可再生能源并网发电项目限发，责任由电网企业承担并给予相应补偿。
除上述职责外，电网企业还承担两个重要责任：一要建立健全适应高比例可再生能源并网的调度运行机制，逐步改变按省平衡的调度方式，促进可再生能源跨省跨区交易，从而实现可再生能源发电在广域范围内的优化配置；二要协助电力交易机构负责根据限发时段电网实际运行情况，按照不同机组调度优先级，计算出各机组因可再生能源限发所需分摊的补偿费用。
对于用户而言，随着需求侧响应技术的快速发展，需求侧资源的作用越来越受到重视。能源领域供给侧改革关键要素之一就是实现供需匹配和交互响应。如果能够通过价格激励引导用户优化负荷曲线，从而平抑可再生能源发电的波动性，实现供需互动和高效匹配，就可以有效提高可再生能源消纳能力。由于我国尚未建立辅助服务市场，而供需的互动必须有价格信号来引导，因此《办法》提出利用辅助服务分担共享机制来促进可再生能源发电与用户之间的互动，鼓励用户参与调峰调频等辅助服务。
总之，《办法》可视为相关可再生能源法规落地的操作细则，基本明确了可再生能源发电全额保障性收购的主体权责和操作步骤，可操作性较强。对于可再生能源发电企业来说，未来收益得到更好保障，也加强了投资商的投资信心，对可再生能源领域整体发展都有重要推动作用。
（作者系华北电力大学能源互联网研究中心主任）
《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，《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。《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。
值得注意的是，《办法》还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。
政府相关部门在其中承担了两个关键性职责；一是核定保障性收购年利用小时数这一关键指标，制定发电量计划；二是履行可再生能源发电全额保障性收购的监管责任，对合同签订及执行情况进行监管，并就限发电量及补偿分摊费用等问题进行协调。同时，对于出现限制发电、履约不到位等情况，政府监管部门有责任开展调查，并定期向社会公布。概括来说，政府就是要“制定计划，监管协调，维护公平”。
对于可再生能源发电企业和非可再生发电企业两大类主体，文件对于其应承担的风险责任，以及可能出现的业务纠纷进行了描述和解答。《办法》指出，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。而相对应的，由于可再生能源资源条件造成的或因自身设备原因造成的可再生能源并网发电项目发电量损失由可再生能源发电项目自行承担，可再生能源发电享受到的辅助服务也必须按有关规定承担分摊费用。此外，从经济学角度看，政府对可再生能源发电企业限定的是保障收购的上限，并非是“交易权”，因此企业无法履约的电量需要收归政府进行再分配，原有主体没有市场交易的权利。对此，《办法》也有明文规定，可再生能源发电由于自身原因，造成不能履行的发电量应采用市场竞争的方式由各类机组竞价执行。
可再生能源发电与电网企业直接的责任关系也是文件中重点描述的内容。一方面，可再生能源发电企业要配合电网企业加强功率预测和预报工作，尽可能提供精度较高的预报结果；另一方面，电网企业应与可再生能源发电企业在共同做好可再生能源功率预测预报的基础上，将发电计划和合同分解到月、周、日、小时等时段，并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。如果因线路等电网企业自身原因导致的可再生能源并网发电项目限发，责任由电网企业承担并给予相应补偿。
除上述职责外，电网企业还承担两个重要责任：一要建立健全适应高比例可再生能源并网的调度运行机制，逐步改变按省平衡的调度方式，促进可再生能源跨省跨区交易，从而实现可再生能源发电在广域范围内的优化配置；二要协助电力交易机构负责根据限发时段电网实际运行情况，按照不同机组调度优先级，计算出各机组因可再生能源限发所需分摊的补偿费用。
对于用户而言，随着需求侧响应技术的快速发展，需求侧资源的作用越来越受到重视。能源领域供给侧改革关键要素之一就是实现供需匹配和交互响应。如果能够通过价格激励引导用户优化负荷曲线，从而平抑可再生能源发电的波动性，实现供需互动和高效匹配，就可以有效提高可再生能源消纳能力。由于我国尚未建立辅助服务市场，而供需的互动必须有价格信号来引导，因此《办法》提出利用辅助服务分担共享机制来促进可再生能源发电与用户之间的互动，鼓励用户参与调峰调频等辅助服务。
总之，《办法》可视为相关可再生能源法规落地的操作细则，基本明确了可再生能源发电全额保障性收购的主体权责和操作步骤，可操作性较强。对于可再生能源发电企业来说，未来收益得到更好保障，也加强了投资商的投资信心，对可再生能源领域整体发展都有重要推动作用。
（作者系华北电力大学能源互联网研究中心主任）
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201604/07/171424.html
