根据上述通知，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省（区、市），不得再新开工建设风电、光伏电站项目（含已纳入规划或完成核准的项目）；未制定保障性收购要求的地区应根据资源条件按标杆上网电价全额收购风电、光伏发电项目发电量。未经国家发改委、国家能源局同意，不得随意设定最低保障收购年利用小时数。
在政策救济方面，通知则规定，对于保障性收购电量范围内的限发电量要予以补偿。
此次纳入全额保障性收购的省份主要是中西部的省份，其中，位列I类资源区的则包括青海海西、甘肃部分地区、新疆哈密等四个地区以及内蒙除东部几个盟市以外的地区，其保障性利用小时数为1500小时，东北三省、河北部分地区、山西部分地区、陕西榆林、延安以及青海、甘肃、新疆等不包括在I类资源区的地区则属于II类资源区，其保障性利用小时数在1300~1450小时之间。
保障性收购政策落地
在苦等了近半年之后，全额保障性电量收购政策终于正式出台。
根据两部门发布的通知，此次全额保障性电量收购主要集中在出现弃风、弃光问题的省份，这些地区要按照此次核定的最低保障收购年利用小时数并安排发电计划，确保最低保障收购年利用小时数以内的电量以最高优先等级优先发电。已安排2016年度发电计划的省（区、市）须按照附表核定最低保障收购年利用小时数对发电计划及时进行调整。
除了发电计划方面要保障外，在电力调度上，则要求各省（区、市）主管部门和电网调度机构应严格落实《关于有序放开发用电计划的实施意见》中关于优先发电顺序的要求，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来获取发电权，妥善处理好可再生能源保障性收购、调峰机组优先发电和辅助服务市场之间的关系，并与电力交易方案做好衔接。
此外，对于光伏电站所发的超过保障性电量之外的部分，则规定，应通过市场交易方式消纳，由风电、光伏发电企业与售电企业或电力用户通过市场化的方式进行交易，并按新能源标杆上网电价与当地煤电标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘）的差额享受可再生能源补贴。
而在实现的方式方面，则鼓励光伏企业与电力用户开展直购电交易，地方政府能源主管部门或经济运行主管部门应积极组织风电、光伏发电企业与售电企业或电力用户开展对接，确保最低保障收购年利用小时数以外的电量能够以市场化的方式全额消纳。
此次全额保障性电量收购措施的出台，最直接的受益可能还是来自于电改的配套政策。
在去年年末出台的电改配套文件中，国家能源局新能源司负责人就已经透露，在存在新能源限电情况的地区，拟通过发电计划方式优先安排一部分新能源保障性发电量，保障新能源项目合理收益的基本利用小时数。其余超出保障性范围的新能源发电量鼓励参与市场交易，通过市场竞争机制保障优先上网。
完美的政策？
不过，任何一项政策的最终的效果，可能还要看其落实的程度。
在此次政策的执行方面，通知则表示，保障性收购电量为最低保障目标，鼓励各相关省（区、市）提出并落实更高的保障目标。目前实际运行小时数低于最低保障收购年利用小时数的省（区、市），应根据实际情况，制定具体工作方案，采取有效措施尽快确保在运行的风电、光伏电站达到最低保障收购年利用小时数要求。具体工作方案应向全社会公布并抄送国家发展改革委和国家能源局。
在惩罚性措施方面，则包括除资源条件影响外，未达到最低保障收购年利用小时数要求的省（区、市），不得再新开工建设风电、光伏电站项目（含已纳入规划或完成核准的项目）；未制定保障性收购要求的地区，应根据资源条件按标杆上网电价全额收购风电、光伏发电项目发电量；未经国家发改委、国家能源局同意，不得随意设定最低保障收购年利用小时数。
此外，在电费结算方面，通知则称，各省（区、市）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收购电量空间，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落实保障月度保障性电量的要求。
通知最后还表示，国务院能源主管部门派出机构会同省级能源主管部门和经济运行主管部门要加强对可再生能源发电全额保障性收购执行情况的监管和考核工作，定期对电网企业与风电、光伏发电项目企业签订优先发电合同和执行可再生能源发电全额保障性收购情况进行专项监管，对违反《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》（发改能源〔2016〕625号）和本通知要求的要按规定采取监管措施，相关情况及时报国家发展改革委和国家能源局。
有业内人士认为，就目前的整个电力行业形势来看，弃光、弃风等问题的出现，既有技术上的因素，也有利益上的考量。而此次主管部门开始着力从利益调整上解决这一问题，说明后者在现实条件下的影响更大。因此，这一政策能否有效落实，可能还要看各方的利益博弈结果以及地方政府的考量重心，包括对环境、对当地就业、对当地的包括煤炭等产业的总体发展，都是需要考虑的原因。
责任编辑：solar_robot
