| 三、电量消纳制度化 从2005年的《可再生能源法》开始，可再生能源电量全额（保障性）收购就明确作为新能源发展的核心法律制度，但因种种原因始终无法落地，不具有可执行和可操作性。 2016年5月，国家发改委、能源局下发《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》（发改能源〔2016〕1150号），明确“按照各类标杆电价覆盖区域，参考准许成本加合理收益，核定部分存在弃风、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。”更为重要是的，1150号文件提出了对无法满足最低收购年利用小时数时的解决方法：即“对于保障性收购电量范围内的限发电量要予以补偿”。 此外，为解决事后监管难以奏效的问题，更从能源规划的“源头”入手。1150号文件规定：“除资源条件影响外，未达到最低保障收购年利用小时数要求的省（区、市），不得再新开工建设风电、光伏电站项目（含已纳入规划或完成核准的项目）。”此规定是风电光伏“国家规模指导”规则的补丁，有效克服了“超规模指导”建设以及“规模指导”本身不尽科学的问题。 四、市场交易透明化 长期以来，新能源电量被排除在市场化交易之外；随着新能源消纳受限，很多地方政府在“市场化”交易名义下安排新能源与火电进行发电权等交易，变相压低新能源上网电价。此外，受到电力需求放缓和新能源规模不断增长的双重压力（特别是在一些新能源装机比重较高的西部地区），电力辅助服务也成为地区性问题。 《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》把风电光伏收购电量分为两大部分：一是保障性收购电量，二是市场交易部分电量，并明确提出“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来获取发电权。” 2016年7月，国家发改委、能源局下发《可再生能源调峰机组优先发电试行办法》（发改运行〔2016〕1558号），明确在全国范围内通过企业自愿、电网和发电企业双方约定的方式确定部分机组为可再生能源调峰，并对上述机组施行“优先发电”制度，“按照高于上年本地火电平均利用小时一定水平安排发电计划，增加的利用小时数与承诺的调峰次数和调峰深度挂钩。”对于因调峰无法完成的优先发电计划，通过替代发电交易给其他机组。 五、总结 2016年新能源新政频出，对项目开发、投资、财务测算都将会产生重大影响。对于投资人而言，我们建议做好以下几方面应对工作： 1、重新梳理项目开发模式。2016年，项目配置竞争化将是主流，比拼的不再是地方政府关系，而主要是投资人的资金实力、技术路线、历史业绩等“硬实力”；以往寻找资源方合作、委托开发等模式将淡出历史舞台。因此，针对政策变化适时调整本企业商业开发模式，是新能源投资企业的当务之急。 2、重新构建项目财务模型。2016年，上网电价竞争下调是方向，投资企业应将增量项目与存量项目区别对待，对本地区、本省可能的竞价情况摸底调研，做到“心中有数”。同时，对于超出保底收购电量部分市场交易规则、交易程序及可能竞价结果提前做出研判，在做投资测算时应留有余量。 3、重新调整项目投资“风控”机制。从法律政策、资源和运行、经济等方面对项目投资风险进行全面评估，高度关注主管部门对新能源的投资预警，做到不碰投资“红线”，经得起后续检查。 |
