全额保障性收购“新政”：绿电市场悄然发生两大转变

经过几年的突飞猛进发展，中国的新能源电力市场正在发生巨大变化，与此相关的监管政策和市场结构也在发生变化。

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》(中华人民共和国国家发展和改革委员会令第15号，下称《2024版办法》)，自2024年4月1日起施行。

与此同时，2007年9月1日起施行的《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》(下称《2007版办法》)同时废止。

时隔17年之后对《2007版办法》进行修订，有一个重要背景，就是进一步促进可再生能源高质量发展，更好地支撑我国落实双碳目标、应对气候变化、带动社会经济转型发展。

截至2023年12月底，全国可再生能源发电装机容量达15.16亿千瓦，占全国发电总装机的51.9%;2023年全国可再生能源新增装机3.05亿千瓦，占全国新增发电装机的八成以上。2023年，全国可再生能源发电量近3万亿千瓦时，接近全社会用电量的三分之一。

但规划滞后的电网根本无法消纳如此之多的新增绿电，在光伏、风电规模化发展的同时，新能源消纳并网问题不断加重，对于新能源高比例大规模可持续发展形成制约。

其中，大型集中式风电、光伏电站，受特高压外送限制，呈现后续发展空间不足的问题;分布式可再生能源方面，也有多省发布分布式光伏接入电网承载力红色和黄色预警，大幅降低了分布式光伏市场发展的预期和积极性。

在可再生能源规模化发展和高效消纳利用的矛盾日益突出的当下，现阶段构建新型电力系统的核心已经逐步从新能源建设转至新能源消纳，保障可再生能源高质量发展的体制机制亟待进一步健全完善。

和《2007版办法》相比，《2024版办法》主要突出两大亮点，一个是突出市场化，引入市场交易电量概念，二是突出了可再生能源电量的“优先权”，未按规定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，要承担赔偿责任。

此次调整重点涉及哪些内容?将会给电力市场带来什么影响?

01

电量收购主体变化

《2024版办法》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，水力发电参照执行，也就是说基本涵盖了所有绿电。

与《2007版办法》相比，《2024版办法》最大的变化在于，“全额”收购可再生能源电量的主体发生了变化。

《2007版办法》中规定，电网企业应当全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量;除大中型水力发电外，可再生能源发电机组不参与上网竞价。

而《2024版办法》第四条规定，可再生能源发电项目的上网电量可被分为保障性收购电量和市场交易电量等2类，按不同原则进行交易。其中，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。

图说：白鹤滩—浙江±800千伏特高压直流输电工程浙江段

来源：国家电网

这意味着，可再生能源电量全额保障收购的责任主体，由过去电网企业一家，转变为电网企业、售电企业、电力用户、电力调度机构和电力交易机构等多元主体。这一政策变化，将电网企业与可再生能源发电项目的上网电量的关系，由此前硬性的全额“包销”改为软性“托底”，突出了市场化方式实现资源优化配置和消纳。

对于全额保障性收购电量的范围，《2024版办法》也予以明确：至少同时满足以下条件的可再生能源发电项目的上网电量：(一)符合可再生能源开发利用规划(沼气发电除外);(二)项目依法取得行政许可或者报送备案;(三)符合并网技术标准。

对于市场交易电量的消纳问题，《2024版办法》规定由电力交易机构组织电力市场相关成员，推动它参与市场交易。对于未能达成市场交易的那部分电量，《2024版办法》规定：在确保电网安全的前提下，电网企业、电力调度机构可按照相关规定，采用临时调度措施充分利用各级电网富余容量进行消纳。

事实上，随着电力体制改革的逐步深化，我国可再生能源市场交易规模不断扩大。2023年，可再生能源参与电力市场交易电量占比达到47.3%，收购方式已由电网公司“统购统销”转变为电网企业、售电企业、电力用户等多市场成员协同消纳。

正是顺应了这种发展趋势，《2024版办法》对全额保障性收购范围进行优化，提出全额保障性收购包括保障性收购电量和市场交易电量，多方位、多主体协同促进可再生能源消纳。

02

推进市场化交易形成价格

《2024版办法》的另一大变化是可再生能源电量收购价格。

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指出，《2024版办法》中体现了可再生能源电量收购价格由全部政府定价转变为部分政府定价，其余部分通过市场化交易形成价格的重大机制转变，明确可再生能源发电项目上网电量中市场化交易电量价格通过市场化方式形成。

图说：2020-2022年新能源市场化交易电量

来源：北极星售电网

这一变化的背景是，2022年起，可再生能源发电已由补贴定价时代进入平价时代，可再生能源电量参与市场化交易规模逐年扩大。2022年，全国新能源40%的电量参与市场化交易;2023年，新能源进一步进入电力市场，市场化交易电量6845亿千瓦时，占新能源总发电量的47.3%;2024年，预期将有超过50%的新能源电量将参与市场化交易。

图说：《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》

来源：国家发改委

而在政策层面，国家发改委、国家能源局也高度重视可再生能源参与电力市场问题。"十三五"以来，出台了《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》、《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》、《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，明确要构建适应新型电力系统的电力市场机制，提升电力市场对高比例可再生能源的适应性。

其中，《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，明确：鼓励新能源报量报价参与现货市场，对报价未中标电量不纳入弃风弃光电量考核。《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》则要求，加快放开各类电源参与电力现货市场，按照2030年新能源全面参与市场交易的时间节点，现货试点地区结合实际制定分步实施方案。

03

影响几何?

水电水利规划设计总院常务副院长易跃春指出，《2024版办法》从保障性收购、市场交易、优先调度三个方面细化了电网企业、电力交易机构、电力调度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，压实各方责任。

电网企业组织电力市场相关成员，确保可再生能源发电项目保障性收购电量的消纳;电力交易机构组织电力市场相关成员，推动可再生能源发电项目参与市场交易;电力调度机构落实可再生能源发电项目保障性电量收购政策要求，保障已达成市场交易电量合同的执行。

图说：中节能石城子光伏电站

来源：新华社

政策实施后，电网将不再承担全额收购的义务，仅承担保障性收购电量部分的全额收购即可。这将是我国可再生能源全额保障收购政策的重大调整，对于可再生能源来说，将会有更多的电量将参与市场化交易，但同时也意味着市场化的售电压力将提高，而未来电价风险可能会成为最大的风险。

在未来电力市场化程度较高时，市场价格将会发挥资源配置的主导作用。在新能源集中出力的时段，电价将会下降，甚至出现零电价和负电价，如果无法提前预测电价并制定合理的交易策略，新能源投资商将会赚不到钱，而这或将会导致其减少投资，或者调整投资的方向。

同时，对于部分配电网消纳不足的区域而言，当电网企业可以不用再全额收购其辖区内的可再生能源并网发电项目的上网电力，那么电网公司将不需要再纠结如何把大量的分布式发电进行消纳，或将对分布式可再生能源发电上网产生重大影响。

此外，在电网并网接入、保障性收购、电力调度、电力交易方面，《2024版办法》也明确了可再生能源电量的“优先权”，并且列举了五种情形下，未按规定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，应承担赔偿责任，并由电力监管机构责令限期改正;拒不改正的，电力监管机构可处以可再生能源发电企业经济损失额一倍以下的罚款。

新型电力系统是未来能源转型的核心，而构建新型电力系统的核心已经逐步从新能源建设转至新能源消纳。新监管办法的出台通过优化完善全额保障性收购监管制度，有力保障可再生能源消纳，对促进可再生能源电量消纳，助力能源绿色低碳转型，支撑“双碳”目标落实具有重大意义。

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