索比光伏网讯:近日，国家发改委、国家能源局联合发布《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作有关要求的通知》（以下简称《通知》），核定并公布了弃风、弃光地区风电、光伏发电保障性收购年利用小时数以及相关结算和监管要求。《通知》作为落实今年3月24日印发的《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》（以下简称《办法》）的核心措施，为落实可再生能源法规定的全额保障性收购提供了具体措施和手段，为走出可再生能源产业面临的最大困境提供了有效途径，为实现我国应对气候变化自主减排承诺奠定了基础。
意义重大：根治“弃风、弃光”顽疾，落实中央电改精神的具体措施
“弃风弃光”已经成为制约我国风电和光伏发电产业健康持续发展的最大绊脚石，也是完成我国应对气候变化减排承诺的巨大障碍，到了非解决不可的地步。2015年全国弃风电量达到339亿千瓦时，直接经济损失超过180亿元。今年一季度全国弃风情况愈发严峻，弃风电量192亿千瓦时，同比增加85亿千瓦时，已超过去年弃风总量的一半，平均弃风率26%，同比上升7个百分点，“三北”地区平均弃风率逼近40%。更让企业雪上加霜的是，在上网电量完全无法保证的情况下，上网电价也被变相降低，以致出现“量价齐跌”的现象。甘肃、宁夏、新疆等省区纷纷推出“直供电交易”、“自备电厂替代交易”、“跨区交易”，风电光伏企业甚至要报零电价才可获得上网电量。如果不参与交易，轻则给与极少的上网电量，重则被限令完全停发。此外还有地方政府要求风电企业拿出收入所得，补偿当地火电企业。云南省工信委在《2015年11月和12月风电火电清洁能源置换交易工作方案》中，要求风电企业将电费收入，按国家批复火电电价的60%支付给火电企业。
以上种种乱象表明，弃风、弃光问题大有常态化之势，如不尽快有效解决，我国提出的2020年非化石能源占一次能源消费15%的目标承诺就不可能兑现，不仅国家能源结构调整和绿色发展任务无法完成，一个本可以领先全球的战略新兴产业也会半路夭折。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。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，《通知》和《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。
合理可行：全额保障性收购年利用小时数保证了可再生能源项目的合理收益
保障性收购电量确定的首要原则就是要保证可再生能源发电项目的合理收益。一个发电项目的收益，是由上网电价和上网电量所决定的，保价保量收购，才能确保投资收益。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，核定保障性收购电量时，按8%的内部收益率倒推回去，再参考单位千瓦造价水平、固定电价水平等相关参数即可确定。保障性收购年利用小时数的划分区域同上网标杆电价的划分区域是匹配的。该利用小时数乘以项目装机容量就得到了保障性收购年上网电量。
依据上述原则，《通知》核定并公布了弃风、弃光限电地区风电、光伏发电保障性收购年利用小时数。对弃风限电地区，风电项目按四类风资源区分别核定，结合资源条件和消纳能力，各地区风电保障性收购利用小时数在1800小时-2000小时之间（具体见《通知》）；而对弃光限电地区，光伏发电项目保障性收购利用小时数则在1300小时-1500小时之间（具体见《通知》）。同时《通知》再次强调，严禁对保障范围内的电量采取由可再生能源发电项目向煤电等其他电源支付费用的方式获取发电权。保障性收购电量按照国家规定的各类资源区的可再生能源标杆电价结算。只有超出最低保障性收购年利用小时数的部分才可以通过市场交易方式消纳，市场交易电量部分除了市场交易电价之外，还可以按当地可再生能源标杆电价与煤电标杆上网电价的差额享受可再生能源补贴。应该说，这次核定公布的保障性收购年利用小时数，基本保证了风电、光伏发电项目的合理收益。
需要注意的是，保障性收购小时数的确定主要适用于弃风、弃光严重地区，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。《通知》明确，对未列入《通知》附表的省（区、市）应根据资源条件按照可再生能源标杆上网电价全额收购风电、光伏发电项目发电量。各省（区、市）“不得随意设定最低保障收购年利用小时数”。也就是说，最低保障收购年利用小时数由国家能源局会同国家发改委有关司局共同确定，各省或电网公司不参与核定工作，避免出现地方有意压低可再生能源项目上网小时数的情况。
权责明确： 未达到保障小时数要求，地方不得新建项目，电网企业和交易机构落实限电补偿
《通知》对各方权责和具体实施要求进行了明确，具有很强的可操作性。
地方政府有关部门，在制定发电计划和电量交易方案时，要充分预留风电和光伏发电保障性电量空间，不允许在月度保障性收购电量未完成的情况下结算市场交易部分电量，已经制定的市场交易机制需明确并落实月度保障性电量的收购要求。各地电网企业应该在限定时间内，与风电、光伏发电企业签订年度优先发电合同。电网企业和电力交易机构应将各风电、光伏发电项目的全年保障性收购电量，根据历史和功率预测情况分解到各月，并优先结算当月的可再生能源保障性收购电量，月度保障性收购电量结算完成后，再结算市场交易部分电量，年终统一清算。
《通知》鼓励各地提出并落实更高的保障目标，同时要求未达到保障小时数要求的省（区、市）应采取有效措施尽快完成保障要求，除资源条件影响外，未达到最低保障收购年利用小时数要求的，不得再新建风电、光伏发电项目，这其中包括纳入规划或已经核准的项目。当前，西部一些省份对风电、光伏项目的建设开发非常积极，但是重开发轻消纳，管生不管养的矛盾非常突出。一方面是大干快上了很多项目，另一方面是大量的弃风、弃光限电。装机规模不断增长，上网电量却在大幅下降，不仅造成了新增装机的浪费，也严重影响了已有装机的效益。地方政府必须改变这种饮鸩止渴的发展方式。
风电、光伏发电企业要协助各省级电网企业或地方电网企业及电力交易机构按国家有关规定对限发电量按月进行统计。对于保障性收购电量范围内的限发电量的补偿由电网企业和电力交易机构实施。电网企业协助电力交易机构，负责按照风电、光伏发电项目所在地的可再生能源标杆上网电价和限发电量计算补偿金额，同时确定补偿分摊的其他电源机组，完成对风电、光伏项目的限电补偿工作。
《通知》以及《办法》的出台，不仅对我国可再生能源产业的持续发展、对国家应对气候变化减排承诺的实现、对促进能源结构调整和推动能源革命具有积极作用，也彰显了我国在能源管理工作中的科学和法制精神，是完善可再生能源法配套政策措施，推动电力体制改革的开创性工作。一项政策的出台非常不易，机制设计的殚心竭虑，不同利益的博弈妥协，一言难尽。但政策的落实执行，就更是难上加难。能源局的派出机构是否敢于监管和考核?各级地方政府能否依法行政?电网企业和电力交易机构能否积极主动贯彻实施？从以往的经验看，这些都是潜在的问题所在。万事开头难，不论如何，解决问题的方向已经明确，步子已经迈出。
意义重大：根治“弃风、弃光”顽疾，落实中央电改精神的具体措施
“弃风弃光”已经成为制约我国风电和光伏发电产业健康持续发展的最大绊脚石，也是完成我国应对气候变化减排承诺的巨大障碍，到了非解决不可的地步。2015年全国弃风电量达到339亿千瓦时，直接经济损失超过180亿元。今年一季度全国弃风情况愈发严峻，弃风电量192亿千瓦时，同比增加85亿千瓦时，已超过去年弃风总量的一半，平均弃风率26%，同比上升7个百分点，“三北”地区平均弃风率逼近40%。更让企业雪上加霜的是，在上网电量完全无法保证的情况下，上网电价也被变相降低，以致出现“量价齐跌”的现象。甘肃、宁夏、新疆等省区纷纷推出“直供电交易”、“自备电厂替代交易”、“跨区交易”，风电光伏企业甚至要报零电价才可获得上网电量。如果不参与交易，轻则给与极少的上网电量，重则被限令完全停发。此外还有地方政府要求风电企业拿出收入所得，补偿当地火电企业。云南省工信委在《2015年11月和12月风电火电清洁能源置换交易工作方案》中，要求风电企业将电费收入，按国家批复火电电价的60%支付给火电企业。
以上种种乱象表明，弃风、弃光问题大有常态化之势，如不尽快有效解决，我国提出的2020年非化石能源占一次能源消费15%的目标承诺就不可能兑现，不仅国家能源结构调整和绿色发展任务无法完成，一个本可以领先全球的战略新兴产业也会半路夭折。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。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，《通知》和《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。
合理可行：全额保障性收购年利用小时数保证了可再生能源项目的合理收益
保障性收购电量确定的首要原则就是要保证可再生能源发电项目的合理收益。一个发电项目的收益，是由上网电价和上网电量所决定的，保价保量收购，才能确保投资收益。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，核定保障性收购电量时，按8%的内部收益率倒推回去，再参考单位千瓦造价水平、固定电价水平等相关参数即可确定。保障性收购年利用小时数的划分区域同上网标杆电价的划分区域是匹配的。该利用小时数乘以项目装机容量就得到了保障性收购年上网电量。
依据上述原则，《通知》核定并公布了弃风、弃光限电地区风电、光伏发电保障性收购年利用小时数。对弃风限电地区，风电项目按四类风资源区分别核定，结合资源条件和消纳能力，各地区风电保障性收购利用小时数在1800小时-2000小时之间（具体见《通知》）；而对弃光限电地区，光伏发电项目保障性收购利用小时数则在1300小时-1500小时之间（具体见《通知》）。同时《通知》再次强调，严禁对保障范围内的电量采取由可再生能源发电项目向煤电等其他电源支付费用的方式获取发电权。保障性收购电量按照国家规定的各类资源区的可再生能源标杆电价结算。只有超出最低保障性收购年利用小时数的部分才可以通过市场交易方式消纳，市场交易电量部分除了市场交易电价之外，还可以按当地可再生能源标杆电价与煤电标杆上网电价的差额享受可再生能源补贴。应该说，这次核定公布的保障性收购年利用小时数，基本保证了风电、光伏发电项目的合理收益。
需要注意的是，保障性收购小时数的确定主要适用于弃风、弃光严重地区，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。《通知》明确，对未列入《通知》附表的省（区、市）应根据资源条件按照可再生能源标杆上网电价全额收购风电、光伏发电项目发电量。各省（区、市）“不得随意设定最低保障收购年利用小时数”。也就是说，最低保障收购年利用小时数由国家能源局会同国家发改委有关司局共同确定，各省或电网公司不参与核定工作，避免出现地方有意压低可再生能源项目上网小时数的情况。
权责明确： 未达到保障小时数要求，地方不得新建项目，电网企业和交易机构落实限电补偿
《通知》对各方权责和具体实施要求进行了明确，具有很强的可操作性。
地方政府有关部门，在制定发电计划和电量交易方案时，要充分预留风电和光伏发电保障性电量空间，不允许在月度保障性收购电量未完成的情况下结算市场交易部分电量，已经制定的市场交易机制需明确并落实月度保障性电量的收购要求。各地电网企业应该在限定时间内，与风电、光伏发电企业签订年度优先发电合同。电网企业和电力交易机构应将各风电、光伏发电项目的全年保障性收购电量，根据历史和功率预测情况分解到各月，并优先结算当月的可再生能源保障性收购电量，月度保障性收购电量结算完成后，再结算市场交易部分电量，年终统一清算。
《通知》鼓励各地提出并落实更高的保障目标，同时要求未达到保障小时数要求的省（区、市）应采取有效措施尽快完成保障要求，除资源条件影响外，未达到最低保障收购年利用小时数要求的，不得再新建风电、光伏发电项目，这其中包括纳入规划或已经核准的项目。当前，西部一些省份对风电、光伏项目的建设开发非常积极，但是重开发轻消纳，管生不管养的矛盾非常突出。一方面是大干快上了很多项目，另一方面是大量的弃风、弃光限电。装机规模不断增长，上网电量却在大幅下降，不仅造成了新增装机的浪费，也严重影响了已有装机的效益。地方政府必须改变这种饮鸩止渴的发展方式。
风电、光伏发电企业要协助各省级电网企业或地方电网企业及电力交易机构按国家有关规定对限发电量按月进行统计。对于保障性收购电量范围内的限发电量的补偿由电网企业和电力交易机构实施。电网企业协助电力交易机构，负责按照风电、光伏发电项目所在地的可再生能源标杆上网电价和限发电量计算补偿金额，同时确定补偿分摊的其他电源机组，完成对风电、光伏项目的限电补偿工作。
《通知》以及《办法》的出台，不仅对我国可再生能源产业的持续发展、对国家应对气候变化减排承诺的实现、对促进能源结构调整和推动能源革命具有积极作用，也彰显了我国在能源管理工作中的科学和法制精神，是完善可再生能源法配套政策措施，推动电力体制改革的开创性工作。一项政策的出台非常不易，机制设计的殚心竭虑，不同利益的博弈妥协，一言难尽。但政策的落实执行，就更是难上加难。能源局的派出机构是否敢于监管和考核?各级地方政府能否依法行政?电网企业和电力交易机构能否积极主动贯彻实施？从以往的经验看，这些都是潜在的问题所在。万事开头难，不论如何，解决问题的方向已经明确，步子已经迈出。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201606/01/167692.html
