5月31日，国家发展改革委、国家能源局联合发出《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》（以下简称《通知》）。《通知》指出，根据《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），综合考虑电力系统消纳能力，按照各类标杆电价覆盖区域，参考准许成本加合理收益，现核定了部分存在弃风、弃光问题地区规划内的风电、光伏发电最低保障收购年利用小时数。最低保障收购年利用小时数将根据新能源并网运行、成本变化等情况适时调整。
相关人士指出，《通知》是对今年3月24日印发的《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》的细化与落实。如今，有了实实在在的政策抓手，明确核定了弃风弃光地区风电、光伏发电保障性收购年利用小时数以及相关结算和监管要求等，为解决弃风弃光问题提供了现实有效的解决途径。
根治“弃风、弃光”顽疾
弃风弃光已经成为制约我国风电和光伏发电产业健康持续发展的最大绊脚石，也是完成我国应对气候变化减排承诺的巨大障碍，已经到了非解决不可的地步。
相关数据显示，2015年全国弃风电量达到339亿千瓦时，直接经济损失超过180亿元。2016年一季度全国弃风情况愈发严峻，弃风电量192亿千瓦时，同比增加85亿千瓦时，已超过去年弃风总量的一半，平均弃风率26%，同比上升7个百分点，“三北”地区平均弃风率逼近40%。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，以致出现“量价齐跌”的现象。
甘肃、宁夏、新疆等省区纷纷推出“直供电交易”、“自备电厂替代交易”、“跨区交易”，风电光伏企业甚至要报零电价才可获得上网电量。如果不参与交易，轻则给予极少的上网电量，重则被限令完全停发。此外还有地方政府要求风电企业拿出收入所得，补偿当地火电企业。
云南省工信委在《2015年11月和12月风电火电清洁能源置换交易工作方案的通知》中，要求风电企业将电费收入，按国家批复火电电价的60%支付给火电企业。
弃风弃光问题大有常态化之势，如不尽快有效解决，我国提出的2020年非化石能源占一次能源消费15%的目标承诺就不可能兑现。
保证可再生能源项目的合理收益
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，保价保量收购，才能确保投资收益。
记者在采访中了解到，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%的内部收益率倒推回去，再参考单位千瓦造价水平、固定电价水平等相关参数即可确定。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得到了保障性收购年上网电量。
依据上述原则，《通知》核定并公布了弃风、弃光限电地区风电、光伏发电保障性收购年利用小时数。对弃风限电地区，风电项目按四类风资源区分别核定，结合资源条件和消纳能力，各地区风电保障性收购利用小时数在1800小时~2000小时之间；而对弃光限电地区，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其他电源支付费用的方式获取发电权。保障性收购电量按照国家规定的各类资源区的可再生能源标杆电价结算。只有超出最低保障性收购年利用小时数的部分才可以通过市场交易方式消纳，市场交易电量部分除了市场交易电价之外，还可以按当地可再生能源标杆电价与煤电标杆上网电价的差额享受可再生能源补贴。相关人士表示，这次核定公布的保障性收购年利用小时数，基本保证了风电、光伏发电项目的合理收益。
电场经营状况或得到改善
“《通知》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。”中国风能协会秘书长秦海岩指出，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。
《通知》明确，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。各地电网企业应该在限定时间内，与风电、光伏发电企业签订年度优先发电合同。能源主管部门派出机构会同省级能源主管部门和经济运行主管部门要加强对可再生能源发电全额保障性收购执行情况的监管和考核工作。
“该文件可看作是对可再生能源优先上网和保障性收购的定量性约束文件，具体保障力度大幅超出预期。”业内相关专家指出，此次国家能源主管部门重拳出击保障风光企业较好的上网小时数，限电问题将得到较大改善，未来随着政策的执行也将影响风光运营的盈利。随着特高压的逐步建设和可再生能源配额制的实施，风电、光伏的装机量在“十三五”期间有望持续发展，限电问题得到缓解，电场经营情况将得到实质性改善。
