为进一步落实《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发[2015]9号文）及相关配套文件的有关要求，国家能源局起草了《可再生能源发电全额保障性收购管理办法（征求意见稿）》（下称《办法》），并于2015年12月28日向全社会广泛征求意见。

可再生能源发电包括风力发电、太阳能发电、生物质能发电、地热能发电、海洋能发电等非化石能源电力。可再生能源发电全额保障性收购是指电网企业根据国家确定的上网标杆电价和保障性收购利用小时数，结合市场竞争机制，通过落实优先发电制度，全额收购规划范围内的可再生能源发电项目的上网电量。

2015年以来，全社会电力需求增速放缓，发电利用小时大幅下滑，但传统火电装机却不降反增，常规能源对可再生能源电力的挤出效应加剧，致使弃风弃光问题越发严重。可再生能源的巨大浪费致使发电企业陷于亏损，严重影响其投资积极性。如果弃风、弃光问题不能尽快解决，可再生能源发展动力将被削弱，开发成本持续下降将成为奢望。《办法》旨在解决困扰可再生能源发展的弃风弃光“固疾”。

“于2015年下发的电改9号文和多个电改配套文件中均多次提到可再生能源优先上网和保障性收购，但此次《办法》的不同之处在于，其已经到了落地的实际操作层面，对于各级能源主管部门与电网企业等的责任范围都做了明确划分。”中国循环经济协会可再生能源专委会政策研究主管彭澎告诉记者。

《办法》规定，可再生能源并网发电项目年发电量分为保障性收购电量部分和市场交易电量部分。其中，保障性收购电量部分通过优先安排年度发电计划、与电网公司签订优先发电合同（实物合同或差价合同）保障全额收购；市场交易电量部分由可再生能源发电企业通过参与市场竞争方式获得发电合同，电力调度机构按照优先调度原则执行发电合同。

彭澎指出，“保障性收购电量部分和市场交易电量部分的明确划分是首次。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基本收益的同时，使超出保障性范围的发电量参于市场交易，通过市场竞争机制保障优先上网。既保障了公平的权益，又能用竞争的方式发挥效率和市场的作用。”

国家能源局提出，国家能源主管部门会同经济运行主管部门对可再生能源发电受限地区，按照各类标杆电价覆盖区域，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予以公布，并根据产业发展情况和上网电价调整情况对各地区各类可再生能源保障性收购年利用小时数按年度进行调整。可再生能源并网发电项目根据该小时数和装机容量确定保障性收购年上网电量。

“各类可再生能源并网发电项目保障性收购年利用小时数还需要进一步明确并予以公布，否则会影响《办法》的进一步执行。”一位业内人士告诉记者。

《办法》还提出，生物质能、地热能、海洋能发电项目以及各类特许权项目、示范项目暂按可行性研究报告评审意见核定的利用小时数确定保障性收购年利用小时数；拥有分布式风电、太阳能发电的用户暂时不参与市场竞争，上网电量由电网企业足额收购。

国家能源局强调，保障性收购电量范围内的可再生能源优先发电权不得主动通过市场交易转让。

此外，《办法》还明确，鼓励超出保障性收购电量范围的可再生能源发电量参与各种形式的电力市场交易，促进可再生能源多发满发。

国家能源局提出，对已建立电力现货市场交易机制的地区，鼓励可再生能源发电参与现货市场和中长期电力合约交易，优先发电合同逐步按现货交易及相关市场规则以市场化方式实现，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。

对此，发改委能源所研究员时璟丽指出，市场交易电量的成效取决于未来电力市场交易机制的进展，而目前开展电力现货交易的地区还相对较少，主要在内蒙、甘肃等地区。

值得注意的是，《办法》明确规定了落实这一制度的政府和电网责任。其中，国家能源局应会同财政部，按照全国可再生能源开发利用规划，确定各地在规划期内应当达到的可再生能源发电量占全部发电量的比重。各地能源主管部门指导电网企业制定落实可再生能源发电量比重目标的措施，并在年度发电计划和调度运行方式安排中予以落实。

国家能源局要求，电网企业应与可再生能源并网发电项目企业在上一年末签订可再生能源优先发电合同。电网企业应优先执行可再生能源发电计划和可再生能源电力交易合同，保障风能、太阳能、生物质能等可再生能源发电享有最高优先调度等级，不得采取向优先级较低的发电项目支付费用的方式获取优先发电权。

“《办法》真正执行后，对于解决弃风、弃光难题将起到实质性作用。但是仍需要注意的是，地方政府可能在一定程度上会造成阻力，尤其是拥有大量火电机组和可再生能源装机的地方，在经济增长速度放缓的大背景下，如何平衡将是摆在地方政府面前的问题。”