迈出解决“弃风”顽疾的脚步

文 | 秦海岩

迈出解决“弃风”顽疾的脚步

文 | 秦海岩

近日，《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》（简称《通知》）对外公布。作为落实《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》（简称《办法》）的核心措施，《通知》为落实全额保障性收购提供了具体措施，为走出可再生能源产业面临的最大困境提供了有效途径。

《通知》出台的最大背景是，弃风弃光已成为制约我国风电和光伏产业健康发展的最大绊脚石，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。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，以致量价齐跌。此外，还有地方政府要求风电企业拿出所得补偿火电企业。以上乱象表明，弃风弃光大有常态化之势，如不尽快有效解决，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夭折。电改9号文将解决可再生能源保障性收购问题作为当前电改的重要任务。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具体举措。

一方面，《通知》通过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。众所周知，发电项目的收益是由上网电价和上网电量决定的。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，再参考单位千瓦造价、固定电价等即可确定。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是保障性收购年上网电量。依据上述原则，《通知》核定了弃风、弃光限电地区风电、光伏发电保障性收购年利用小时数，其中，风电项目保障性收购利用小时数在1800小时-2000小时之间，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。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付费的方式获取发电权。保障性收购电量按照各类资源区的可再生能源标杆电价结算。超出部分才可通过市场交易方式消纳，市场交易电量部分除了交易电价之外，还可以享受可再生能源补贴。此外，《通知》明确，不存在限制可再生能源发电情况的省份应按照标杆电价全额收购风电、光伏发电量。为了避免地方有意压低上网小时数，《通知》规定各省“不得随意设定最低保障收购年利用小时数”，即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确定，各省或电网公司不参与核定。

另一方面，《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。电网企业应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项目的全年保障性收购电量分解到各月，并优先结算当月的保障性收购电量，月度保障性收购电量结算后，再结算市场交易部分电量，年终统一清算。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。

《通知》和《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，但政策的落实更是难上加难。能源局的派出机构是否敢于监管？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贯彻？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。