新能源电站投资最关心的“收入”问题，又向市场化的方向挪了一步。

3月18日，国家发改委发布《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》（下称《办法》），适用于风力发电、太阳能发电、生物质能发电、海洋能发电、地热能发电等非水可再生能源发电，自2024年4月1日起施行。

我国实行可再生能源发电全额保障性收购制度。根据《可再生能源法》第十四条，电网企业应当与按照可再生能源开发利用规划建设，依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内符合并网技术标准的可再生能源并网发电项目的上网电量。这意味着，某种程度上可再生能源电站端的是“铁饭碗”。

多位专家表示，尽管这类规定对于培育可再生能源市场起到了显著的积极作用，但是对于从起步阶段逐渐走向成熟阶段的可再生能源而言，实际执行中不完善之处也在逐步显现。在这种背景下，《办法》对全额保障性收购进行了统一规范，包括明确保障收购范围、细化电力市场相关成员责任分工等。

“《办法》中表述调整非常明显的一条是，过去的模式是各级政府承担可再生能源消纳权重，由政府分配给电网企业，再由企业分解给各个参与主体，而现在承担收购义务的主体转变为电力市场相关成员，包括电网企业、售电企业、电力用户、电力调度机构和电力交易机构等。可以看出，行政干预的色彩明显降低了，成本和责任也要由大家来公平地分摊，而不是某一方能坐享其成。”华北电力大学经济与管理学院教授王永利对第一财经分析称。

当规模化遇上消纳难题

以风电、光伏为代表的可再生能源发电具有“看天吃饭”的先天特征，如何把这些不稳定的电量“送出去”，同时匹配电力用户的需求曲线，就成了自其诞生之日起，被予以高度关注的焦点。这也就是一直困扰电力行业的新能源消纳难题。

2018年10月，国家发改委和能源局印发《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》，着手解决清洁能源消纳问题，强化消纳目标考核。该计划明确，到2020年，确保全国平均风电利用率达到国际先进水平(力争达到95%左右)，弃风率控制在合理水平(力争控制在5%左右)；光伏发电利用率高于95%，弃光率低于5%。

受益于政策推动、特高压建设和新能源交易市场等因素，此后中国新能源消纳问题明显缓解。2020年，全国风电平均利用率97%，光伏平均利用率98%。但是随着新能源装机爆发式增长，消纳并网难题再次凸显。

国家能源局数据显示，2023年中国可再生能源发电装机容量14.5亿千瓦（其中风电和光伏装机10亿千瓦），占据总装机容量的半壁江山，历史性反超火电。甚至，这个数字距离2021年国务院提出的“2030年风电和光伏装机总容量达12亿千瓦”的目标仅有咫尺之遥。

大规模的新能源装机，让原有的可再生能源全额保障性收购制度“犯了难”。中国宏观经济研究院能源研究所可再生能源发展中心副主任陶冶撰文提出，从制度执行实际情况看,全额保障性收购全面落实难度持续增加，个别省份在实际执行中难以达到国家规定的最低保障收购年利用小时数，且低于国家有关政策明确的电价水平收购，特别是“保价不保量”和“保量不保价”问题时有发生，不利于保障发电企业合法权益。另一方面，高比例可再生能源电力系统下全额收购可再生能源电力系统成本高昂。保障可再生能源发电全额收购不仅技术上面临严峻挑战，而且需要电力系统付出高昂的消纳成本，增加整个电力系统成本。

类似的观点在行业内并不罕见。电力规划设计总院清洁能源研究院副院长饶建业此前也在一场论坛中指出，风电和光伏的利用率每上升一个百分点，系统成本将会大幅上升，新能源的综合电价成本上升不可忽视。“要综合考量系统的安全性和经济性，找到技术经济最优的平衡点。新能源的利用率未必要达到百分百，更有利于新能源的大规模发展。”

到底该由谁来承担电力消纳的责任和成本？《办法》规定，可再生能源发电项目的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电力市场相关成员共同承担收购责任。

王永利分析称，《办法》中的保障性收购电量，对应的是过去的全额保障性收购，相当于可再生能源发电的“底薪”。不过这部分电量的收购主体，从原先承担主责的电网企业转变为电力市场相关成员，相关成本也会随之分摊。另外，市场交易电量在原先出台的一些文件中未有提及，此次则是在政策体系中确立了其所拥有的位置，可视作“绩效”。

“底薪一定是正数，但参考山东等地的电力现货市场曾经出现的负电价，绩效可能是负数。保障性收购的电量基本与过去的全额保障性收购电量保持不变，但考虑到需要所有成员共同分摊系统成本，那么可再生能源的发电方收到的底薪可能比过去低。”王永利称。

新规对产业影响几何

《办法》出台以后，一方面是多位专家强调可再生能源电力市场化的趋势势不可挡，另一方面是可再生能源发电侧的不安情绪有所蔓延。

广东一家国有企业从事新能源投资的负责人对第一财经表示，目前该企业对新能源投资的新财务评估模型暂时没有搭建起来，但他已经开始担忧新规带来的收益下行风险。因为《办法》规定，“因可再生能源发电企业原因、电网安全约束、电网检修、市场报价或者不可抗力等因素影响可再生能源电量收购的，对应电量不计入全额保障性收购范围”。他并不能确定这条规定是否会导致保障性收购范围收窄，推动更多电量只能进入不可测的电力市场。

“如果原来保障性收购的电量下降，或者是电价达不到原有的预期，肯定会存在一些负面影响。但具体影响多大，还要结合各地的光照时间区别来看。大西北那边的财务风险容忍度会更高，内陆的项目光照时间相对低，因此更加迫切。全国来看，山东、河南、江浙三个地区的消纳矛盾尤为突出，所以我也会更关注这些地方的研判和动作。”上述负责人称。

《办法》也明显拉升了外界对于光伏项目投资回报的关注度。“保障小时数是不是会逐年下降”“保障性部分，是不是只保量不保价”“市场化的光伏项目还有保障性电量吗”，一位光伏行业资深人士在梳理今天被问及最多的问题时总结道。

厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强对第一财经表示，目前国内新能源消纳难题，说到底是大量的可再生能源带来的不稳定和电网供需的实时平衡之间的矛盾。目前国内解决这个矛盾主要是靠煤电等灵活性调节电源，但是煤电的年利用小时数逐年下降，长期而言模式不可持续，必须要转移到抽水蓄能、新型储能等方式上，而这些系统成本目前还无法切实疏导到发电侧和用电侧。

“《办法》最终指向的是一个‘相对稳定’的电网环境，基于这个目标，每个参与主体都应调整自身的姿势以获得更好的回报。比如一个风电或者光伏电站，如果配置了一定比例的储能并且能够积极地用上，输出的是清洁而稳定的电力，那么电网有什么理由不用你发的电呢？”林伯强称。

王永利表示，当前的电力市场尚不具备完全成熟的条件，这意味着很长一段时间内保障性收购电量和市场交易电量将会共存。值得注意的是，全额保障性收购制度稳定有效运行离不开电力市场交易机制、绿色证书等相关领域横向政策的支持。所以，也要做好与相关领域横向政策之间的衔接与互动，达到政策联动、相辅相成的效果，多维度多角度推进可再生能源电力全额保障性收购工作。

新能源电站投资中，“收入”问题一直是重点关注的焦点，而日前我国颁布的《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》对此提出了明确的规定。这为推广新能源发电提供了新的思路，并将有助于提高新能源市场的效率。
虽然该规定对全额保障性收购进行了统一规范，明确了保障收购范围、电力市场相关成员责任分工等，但在实践中，由于行政干预的色彩明显降低，导致在一些地区完成实现“铁饭碗”的难度加大。此外，大规模的新能源装机也让传统的全额保障性收购制度变得复杂，实际执行中也面临着一定的挑战。
新能源消纳问题是行业发展的一大难题。随着新能源装机的爆发式增长，消纳问题日益凸显。《办法》也明确提出，保障性收购电量应当与市场化交易电量并重，旨在避免“保价不保量”和“保量不保价”问题。
未来，如何解决电力消纳的矛盾，实现新能源的可持续发展，将是亟待解决的问题。《办法》的出台，无疑将有利于我国可再生能源的发展，也将引导更多的资本投入到新能源领域，推动其健康发展。