前不久，国家发展改革委印发2024年第15号令，从4月1日起，执行《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》。由于其中“全额保障性收购可再生能源电量”的文件标题和“电网不再100%承担收购责任”的行业解读存在一定矛盾，难免让大家心存疑虑，有人欢喜有人愁，不知道政策到底会带来哪些影响。
个人认为，这一政策虽然谈不上利好，但也没有给分布式光伏项目开发直接“判死刑”，依然有很多待明确、可探讨的空间。
首先，15号令的《办法》是怎么来的？在2007年《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》的基础上调整、改进，不再由电网承担全部的收购责任，而是将责任分别交给电网企业、电力调度机构、电力交易机构等，要求可再生能源发电企业、售电企业和电力用户等电力市场相关成员分别参与。未来是否会出现电量未完成收购、但各方都认为自己没有责任的情况？当然有可能，这时候就要看电力监管机构（国家能源局及其派出机构）的裁决结果。
《办法》提到，因可再生能源发电企业原因、电网安全约束、电网检修、市场报价或者不可抗力等因素影响可再生能源电量收购的，对应电量不计入全额保障性收购范围。这也是一些人明明感受到被限电，但全国新能源消纳监测预警中心发布的光伏利用率依然较高的重要原因。为了电网安全，对光伏等波动性可再生能源进行限电，不会计入弃电率。我们认为，未来在一些重要的长假（例如春节假期），光伏被限电可能更加频繁、广泛。
《办法》将可再生能源电量分为两部分，保障性收购电量和市场交易电量。很多人把这个表述和2016年印发的《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》联系起来，确实二者在分类上有相似性，但实际上，2016年印发的保障性收购年利用小时数，在各地实际执行的过程，非常不理想。特别是西北地区，一类资源区1500小时、二类资源区1300-1450小时，根本达不到，相信当地的朋友深有体会。更多的，还是要依靠新能源项目参与电力市场交易，这时候就会带来新的问题，是否必须参与交易？交易电价是多少？
从《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》看，文件明确提出“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”。显然，包括存量分布式光伏电站在内，所有项目都需要分步参与电力市场交易。对于这一问题，山东航禹太阳能董事长丁文磊表示，存量电站参与电力市场交易是必然趋势，有明确的比例和时间表。对于存量电站，可能影响其收益；特别是对于尚未收回初始投资的项目，由于电价降低，回收周期可能延长。
如果报价和用电方预期有偏差，没能完成交易，怎么办？这也是新能源投资企业容易面对的问题。虽然《办法》明确提出，对未达成市场交易的电量，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。但电网富余容量有多少，怎么调度，大家都不清楚。而且，不要忘记，因市场报价原因等因素影响可再生能源电量收购的，对应电量不计入全额保障性收购范围。在此，我们也建议相关企业，合理开发、合理利用屋顶面积、选用合适功率的组件，尽量提高自用电比例，这是保障投资收益的重要途径。
