3月18日，国家发展改革委公布《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》（以下简称新《办法》），将于4月1日起施行。
新《办法》以原国家电力监管委员会2007年9月1日印发施行的《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》为基础，结合新型电力系统建设和电力市场化改革实际，综合考虑我国可再生能源发展宏观环境、行业形势和可再生能源电量收购方式进行修订。
新《办法》出台引发业界关注。行业普遍认为，这一项文件将对可再生能源尤其是新能源发展产生深远影响，逐渐推动消纳主体多元化，探索形成多方共担机制，并进一步凸显市场在资源调节和优化配置中的作用。
下面小e为你逐一细说。
修订重点是什么？
释放了什么信号？
破除消纳率枷锁？
如何迈出下一步？
修订重点是什么？
对照《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》，新版《办法》修订重点内容如下：
一是修改了《办法》名称。依照《可再生能源法》相关规定，将原《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》名称修改为《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》。
二是明确了保障收购范围。《办法》第四条提出，可再生能源发电项目上网电量包括保障性收购电量和市场交易电量。保障性收购电量是指按照国家可再生能源消纳保障机制、比重目标等相关规定，应由电力市场相关成员承担收购义务的电量。市场交易电量是指通过市场化方式形成价格的电量，由售电企业和电力用户等共同承担收购责任。
三是细化了电力市场相关成员责任分工。《办法》从保障性收购、市场交易、临时调度三个方面细化电网企业、电力调度机构、电力交易机构等电力市场成员在全额保障性收购可再生能源电量方面的责任分工。
四是统一了相关提法。将“国家电力监管委员会及其派出机构”统一修改为“国家能源局及其派出机构”。除以上四方面外，《办法》还修订了信息披露要求、争议处理流程和经济赔偿原则等配套机制相关内容。
释放了什么信号？
新《办法》对于文件名称的修改，不再凸显电网企业在全额收购可再生能源电量中的角色，转而强调，应由电力市场相关成员共同承担收购义务的电量。
随着能源电力发展走向新阶段，电力消纳主体逐渐多元化。国网浙江经研院战略与发展研究中心主任冯昊在接受采访时表示，《办法》名称的修改，正是引导更多主体共同参与到可再生能源消纳中。
长期以来，作为国资央企和公共服务企业，电网公司在支撑能源高质量发展、推动能源绿色低碳转型上，始终胸怀“国之大者”，主动承担可再生能源消纳责任。以浙江为例，至2023年底，国家电网公司在浙江始终保持可再生能源全额消纳，为可再生能源尤其是新能源发展保驾护航。
不过，新能源全额消纳，并非不设边界。2016年6月1日，国家发改委、国家能源局联合下发《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，首次给出了“重点地区最低保障性收购利用小时数”的说法，在确保了该小时数以内的发电量，能以当地的“煤电基准价”被全部收购的同时，也意味着，超出利用小时数的电量，将不强制要求进行保障性收购。
这是因为随着国内可再生能源尤其是新能源大发展以及电力市场化进程推进，仅由电网企业承担可再生能源消纳责任变得不可持续，需要充分发挥市场手段，多方位、多主体协同促进可再生能源消纳。基于此，越来越多省份出台低于国家保障小时数的“省内保障小时数”，部分省份明确全年新能源发电量的15%参与市场化交易。
新《办法》的出台，为促进可再生能源高质量发展，推动新型电力系统建设，规范电力市场相关成员全额保障性收购可再生能源电量行为提供了依据。
破除消纳率枷锁？
近年来，在“四个革命、一个合作”能源安全新战略指引下，中国加快能源绿色低碳转型。中央先后提出构建新型电力系统和新型能源体系建设，可再生能源尤其是新能源，获得巨大发展契机。
中央政治局第十二次集体学习指出，应对能源发展中需求压力巨大、供给制约较多、绿色低碳转型任务艰巨等挑战，出路就是大力发展新能源。
浙江此前提出“风光倍增计划”，“十四五”期间，风光装机较2020年底翻一番。各省也分别提出新能源发展目标。
“需要注意的是，各省提出新能源发展目标，更多是鼓励性目标，并未充分评估目标超额实现可能带来的影响。”冯昊表示，“实际上，很多省份在‘十四五’前两年就完成本需五年实现的增长目标。随着风光投资成本快速下降，新能源装机增速进一步加快，引发行业对消纳率的担忧。”
国家能源局数据显示，至2023年底，中国累计发电装机容量约为29.2亿千瓦。其中，水电、风电、太阳能发电共占50.4%，超过火电(47.6%)。随着可再生能源尤其是新能源装机占比进一步提升，消纳率如同一套枷锁，影响电力行业发展，在增加电力系统运行风险的同时，进一步推高系统运行成本。
以浙江为例，今年春节期间，光伏大发，最高时占全社会用电负荷超过六成。使得煤电参与深度调峰，并且首次让核电参与深度调峰，增加了电力系统运行成本。此外，新能源装机增长过快，对电网承载能力和系统调节能力提出更高要求，对部分地区电力系统运行安全和电能质量产生影响。
在这种发展态势下，去新能源消纳率枷锁、实现新能源合理消纳，变得非常迫切。
如何迈出下一步？
新《办法》出台正是基于可再生能源尤其是新能源大发展趋势，基于引导新能源可持续发展，作出的调整。
在此，我们说一些浅见以抛砖引玉，欢迎大家在文末留言讨论。
要破解新能源消纳率枷锁，实现新能源高质量发展，应持续发挥政策引导机制，合理关切行业各方利益诉求，在保障新能源量价稳定基础上，积极探索各方共同承担机制，充分放大市场在资源调节和优化配置中的作用，用市场真实反映新能源供需和价值。
一是完善政策引导机制。保持政策延续性，针对不同时期投运的新能源电站，适应不同政策，保障企业发展合法权益，稳定新能源发展信心。要进一步完善相关政策机制，结合行业发展情况，及时给政策“打补丁”，既要保障合理的发展诉求，也要解决发展中出现的新问题。
二是形成多元消纳主体。随着分布式能源和用户侧需求响应技术的进步，电力市场主体呈现多元化。未来在新能源消纳上，要积极发挥源网荷储多方作用，通过电力市场主体与新兴技术融合拓展，发电、售电、用电等市场化角色的重塑，以及“虚拟电厂”“负荷聚集商”等市场主体的作用，形成多元消纳主体，拓宽消纳空间。
三是发挥市场调节作用。近年来，国内绿色电力市场化交易逐渐兴起。2023年浙江实现绿电交易成交电量82.13亿千瓦时，同比增长218.85%，为通过市场化手段促进可再生能源消纳积累了宝贵经验。因此，要逐步推动部分新能源电量参与现货市场，通过现货市场价格，反映新能源需求和价值，引导相关主体科学布局新能源电站，提升出力预测能力，按需配备储能；综合考虑省内现货市场价格水平、绿电交易情况和新能源综合盈利能力，鼓励新能源通过市场方式回收成本，推动可再生能源有序参与市场竞争。
最后，提升电网承载能力。科学评估电网承载能力，推动可再生能源规划与电网发展规划相适应；加强电网建设，推动电网数字化、智能化建设，以增强电网优化配置资源能力；加快电网技术创新，推动储能等配套调节资源建设，着力解决新能源带来的电能质量问题，为新能源间歇性问题提供解决路径。
供稿
融媒体中心 张正华
电科院 房乐 邓晖
经研院 刘曌煜
