2016年3月28日，国家发改委印发了《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）（以下简称《办法》），旨在通过切实可行的制度安排，彻底解决现实中阻碍我国可再生能源产业健康发展的瓶颈问题。众所周知，弃风弃光问题已经成为关乎我国风电和光伏发电产业生死存亡的大问题，到了非解决不可的地步。

　　《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工作中的科学和法制精神，其意义和影响都必然是深远的。在《办法》的征求意见阶段，本人参与了一些研讨工作，认真了解过其背景和含义，但这个过程中，也深刻感觉到，如果各方面没有对《办法》的正确理解和高度重视，将使其实施效果大打折扣，“一本好经也会被念歪”。因此，感觉有必要在此谈一些个人的观点和理解。

　　《办法》是依据《可再生能源法》中关于“全额保障性收购可再生能源电力”的相关规定，为落实电力体制改革系列文件中提出的有关目标和任务而制定的具体措施。

　　电改9号文将解决可再生能源保障性收购、确保可再生能源发电无歧视无障碍上网问题作为当前电力体制改革的重要任务。首批6个电改配套文件中，也提出了实施可再生能源优先上网和保障性收购的机制框架，明确地肯定了可再生能源发电的优先权，但仍然缺乏可执行可操作的具体办法。在现有电力体制下，火电因为每年有政府下达的计划电量，形成了事实上的优先发电权，挤占可再生能源的发展空间，致使我国可再生能源这一正在蓬勃兴起的具有世界先进水平的战略性新兴产业面临中途夭折的风险。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，《办法》既是为了解决燃眉之急，更是深化改革、建立效率与公平兼顾的市场机制的一项具体举措。

　　推动《办法》落地和有效执行的首要工作，就是如何确定保障性收购电量，以及由谁来负责确定保障性收购电量。《办法》对此做出了明确规定：

　　一是保障性收购电量由国家能源局会同发改委经济运行局共同确定；二是保障性收购电量确定的首要原则就是要保证可再生能源发电项目的合理收益。

　　一个发电项目的收益，是由上网电价和上网电量所决定的，按价保量收购，才能确保投资收益。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，保障性收购电量也应该按此方法予以确定。

　　以风电为例，2009年四类风电上网标杆电价的制定以及后面的电价调整，都是依据当时的产业技术水平和投资成本，在保证企业可获得合理利润的前提下做出的，企业也是据此对项目投资行为进行决策。所以，今天在确定保障小时数的时候，最合理的办法就是参考固定电价制定时依据的利用小时数。举例来说，我国I类风资源区自2015年1月1日开始执行的风电上网标杆电价是0.49元/千瓦时，所依据的基本测算指标是资本金内部收益率为8%，再加上长期贷款利率4.9%，I类风区建设成本平均8100元/千瓦以及设备折旧等其他指标，则得出一个风电项目的年利用小时数至少要在2180才能保证8%的基本收益。低于2180小时，资本金收益率就将低于8%，项目的投资收益就不能保证，因此应该按2180小时来确定保障小时数，并乘以项目装机容量得出保障性收购电量。

　　如何计算补偿电量？按《办法》的规定：

　　计入补偿的电量是保障性收购电量和可再生能源实际发电量的差值。

　　确定了保障性收购电量，接下来的问题就简单了。如果该项目在实际中因限发而导致一年上网电量只有1800小时，那么应该保障的小时数2180减去1800就是损失的利用小时数380，所对应的电量就是需要其他优先级别较低的机组补偿的电量。

　　《办法》对补偿电价做出了规定：

　　补偿电价按项目所在地的可再生能源上网标杆电价执行。

　　即当地燃煤脱硫标杆上网电价加上可再生能源附加电价。承担补偿责任的机组负责补偿燃煤脱硫标杆电价部分，可再生能源附加电价部分仍由国家可再生能源基金支付。

　　办法中首次提出保障性收购电量和市场交易电量的划分：

　　在通过计划方式优先安排一部分保障性发电量，保障可再生能源项目合理收益的同时，使其超出保障性范围的发电量参于市场交易。

　　这是发挥“可再生能源电力边际成本低的优势，通过市场竞争的方式实现优先发电，促进可再生能源电力多发满发”的有效措施。同时，也可以引导企业不断提高管理水平，加速技术创新。

　　还以上面的测算为例，如果项目有能力达到2300的年利用小时数，那么超出2180保障范围的120小时对应电量，就能够以较低的价格竞争取得售电合同，必要时可以用零电价甚至负电价参与市场交易，通过市场化的手段实现市场交易电量部分的优先上网。当前我国西北地区的一些省份推行的所谓“直供交易”，是违反《可再生能源法》的行为，必须予以纠正。低于标杆电价的直供交易应该是在完成保障性收购电量的前提下，对超额部分做出的市场性安排，即只有市场交易电量部分，才能执行市场价格。

　　同时，《办法》对市场交易电量也要享受可再生能源补贴做出了规定：

　　“参与市场交易的可再生能源发电量按照项目所在地的补贴标准享受可再生能源电价补贴”

　　即市场交易电量价格＝市场竞争取得的电价＋（当地可再生能源标杆上网电价－当地火电脱硫脱硝标杆电价）。

　　需要指出的是，保障性收购电量加市场交易电量的办法主要适用于限电严重地区，中东部不存在限电问题的省份仍要执行全额保价收购，不能借机变相降低电价。《办法》第二章第七条明确：“不存在限制可再生能源发电情况的地区，电网企业应根据其资源条件保障可再生能源并网发电项目发电量全额收购。”

　　《办法》中提出的惩罚措施如何得到有效执行，尤其是补偿责任如何落实，也是大家担心的问题。过去，当现实中可再生能源电力的优先发电权受损时，由于缺乏有效的惩罚措施，责任不清，主体不明，即使《可再生能源法》中明确规定，电网企业违反全额保障性收购制度，“未按照规定完成收购可再生能源电量，造成可再生能源发电企业经济损失的，应当承担赔偿责任”，但是，由于没有具体配套措施，实践中从未落到实处。

　　《办法》第二章、第三章和第四章等多个部分对责任及其主体进行了规范，明确了政府各个部门、电网企业、常规发电企业以及可再生能源发电企业的权责划分，提出了一套非常清晰的监督管理和运行机制。

　　关于政府部门的责任，按照《办法》的安排：

　　国家能源局会同发改委经济运行局核定各类可再生能源并网发电项目保障性收购年利用小时数，并监管落实情况。各省级能源监管办公室会同省级经济运行主管部门依据《办法》制定实施细则，省级能监部门、省级能源主管部门和经济运行主管部门对电网企业与可再生能源发电企业签订优先发电合同情况和执行情况进行监管。

　　关于电网的责任义务，《办法》第二章第四条明确：

　　电网是实施的责任主体。

　　根据本轮电改方案，电网仍保留调度机构并且将主导交易机构的组建，电网将成为电力资源交易配置的平台，因此电网应承担可再生能源全额保障性收购的主体责任，并承担优先调度可再生能源、统计和分摊可再生能源弃发电量、充分挖掘系统调峰潜力、加强输电通道建设等责任。电网公司如果不能承担并履行好自己的责任，政府有权进行追究问责。

　　值得一提的是，《办法》第十五条中指出，“电网企业不得要求可再生能源项目通过向优先级较低的发电项目支付费用的方式实现优先发电”，也就是说，迫使可再生能源企业购买发电权的做