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及相关结算、监管要求。
《通知》是落实今年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。明确了风电四类资源区、光伏两类资源区最低保障收购年利用小时数，中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩表示，这“基本保证了风电、光伏发电项目的合理收益”。
2015达历史高点
“弃风弃光已成为制约中国风电、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。”秦海岩表示，弃风、弃光问题大有常态化之势，除了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。
根据中国光伏行业协会发布的《2015-2016年中国光伏产业年度报告》，2015年，西北地区“弃光率”达到了17.08%。其中甘肃弃光问题突出，全年平均利用小时数为1061小时，累计弃光电量26.19亿千瓦时，约占全部弃光电量的56%，弃光率高达30.7%；其次为新疆，全年平均利用小时数为1042小时，累计弃光电量15.08亿千瓦时，约占全部弃光电量的32%，弃光率达到26%。
晋能科技总经理杨立友对21世纪经济报道记者表示：“如此高比例的弃光现象，会提高光伏发电成本，进而严重影响光伏电站收益。”
风电弃风更加严重。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。今年一季度弃风情况越发严峻，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%。
在秦海岩看来，对于企业来说，更严重的是在上网电量完全无法保证的情况下，上网电价变相降低，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。例如云南省工信委在《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。
保障投资者信心
国家在此前颁布的《办法》中曾说明，该保障性利用小时数是针对“大型地面电站”，分布式光伏、风电不参与竞争性售电，要全额保障性收购。
可再生能源项目的年发电量分为保障性收购电量部分和市场交易电量部分，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，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；如果达不到保障小时数，电网要对可再生能源并网发电项目补偿费用。
“保障性收购电量的首要原则是要保证可再生能源发电项目的合理收益。”秦海岩表示，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。
而实际上，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。依据上述原则，《通知》中对弃风限电地区，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1800-2000小时之间；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1300-1500小时之间。
在杨立友看来，“对电站业主来说，无疑是对发电收益的有力保障，部分解决了西北地区电站普遍面临的弃光限电问题；对电站投资商和金融机构来说，一定程度降低了电站收益风险。”
“对于公司风电场业务，位于限电地区现有投运风电项目的经营效益将有一定提升；对未来的新项目，公司一方面将积极开发非限电地区的项目资源，另一方面也将继续通过技术进步，获得机组发电效率提升和收益率提升。”金风科技副总裁马金儒对21世纪经济报道表示，对此项政策的出台，企业会有调整和回应。
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