保障性收购剑指“弃风弃光”顽疾
当前，随着我国清洁能源发展步伐的加快，风电、光伏新增装机量双双位列世界第一。但与此同时，风电、光伏发电等面临的消纳问题也日益严重，“弃风弃光”的现实屡见不鲜。
据中电联统计，2017年底全国并网风电、光伏装机占全部装机容量的16.5%，但发电量仅占6.6%。部分地区仍存在较高的限电比例，如甘肃弃风率达33%、新疆29%、吉林21%等，弃光率超过5%的地区有陕西、新疆、甘肃、青海、宁夏。
“过去有观点认为可再生能源发电是垃圾电，其出功不稳，会存在波动，但是现在技术发展后已大为好转，欧洲国家可再生能源发电占比达到30%—40%都没有出现问题。”阿特斯新能源控股有限公司执行副总葛纯说。
到底是什么原因导致了“风光不再”?科技日报记者从国家发展和改革委员会能源研究所发布的一份分析报告中看出端倪，一些地方弃风弃光主要还是我国电力运行机制滞后，没有适应可再生能源快速发展现状，如电网调度机构对日前、日内和实时调度运行的能力不足;风电、光伏发电大规模消纳需要常规机组提供大量调峰、调压、备用等辅助服务，但目前尚未建立合理的利益调整机制，一旦需要调峰，让路的大都是风电、光电。
“最近两年，光伏电站的境况已经改善很多，特别是国家针对没有完成保障性收购的省份，暂停了新上项目，这个很管用。”作为可再生能源企业的老总，葛纯最直观的感受就是地方在可再生能源管理方面的乱象越来越少。她告诉记者，在江苏等中东部的省份，已经达到“发多少收多少”。
记者注意到，此次《通知》也提出，要严格落实《可再生能源法》要求，严格执行可再生能源保障性收购制度。要求电网企业及时受理并网申请，明确并网时限，按国家核定的区域最低保障性收购小时数落实保障性收购政策，最迟于2020年达到保障性收购要求。对于未落实保障性收购要求的地区，国务院能源主管部门将采取暂停安排当地年度风电、光伏发电建设规模等措施控制项目开发建设节奏。
业内人士介绍，新疆和甘肃两地已连续几年没有新批光伏、风电等项目，主要原因就是保障性收购未达标。
市场化交易待破能源消纳壁垒
葛纯表示，根据《可再生能源法》，目前可再生能源发电上网分为两种模式，一是保障性收购，可以实现电站的基本收益;一是市场化交易，通过市场议价的竞争方式取得售电合同，通过市场化的手段实现新能源电量优先上网。
然而记者在采访中了解到，市场化交易的“好经”在一些地方还是被念歪了：部分省区虽实施了多种形式的市场化交易，大方向正确，但仍存在不少问题。如有的省份把市场化交易电量放在可再生能源最低保障性收购小时数内，有的省份交易电价低至每千瓦时几分钱。这些方式以市场化交易为名，但实际价格主要为地方协调或主导电价，可再生能源开发企业实际收益受损，进而增加了可再生能源电价补贴退坡的难度。
此次《通知》也特别强调，鼓励可再生能源发电企业超过最低保障性收购小时数的电量参与市场化交易，提出电网企业应与可再生能源发电企业签订优先发电合同，实施可再生能源电力配额制，确保电力市场化交易维护可再生能源发电企业合法权益。
“目前可再生能源主要还是在省内消纳，‘三北’地区装机容量大但电力需求有限。”东南大学能源与环境学院院长肖睿说。
终端用户有望“分品种”买电
目前，我国电力市场仍由电网企业统购统销，电力用户只能闭着眼睛采购，不知道电从哪里来。今年，这一局面将被打破。
《通知》中明确要求，实施可再生能源电力配额制，对各省级行政区域规定可再生能源占电力消费比重配额指标并进行考核，提高可再生能源利用水平。国家能源局新能源和可再生能源司副司长李创军也透露，目前正在根据征求意见的情况对《可再生能源电力配额及考核办法》进行修改和完善，初步计划于上半年发布。
延宕十年，这项被新能源企业寄予厚望的政策，终于将揭开“庐山真面目”。
“和以往的设计相比，此次最大的变化是将配额制的义务主体由发电侧转向需求侧。”国家发改委一位专家告诉记者。配额制即政府负责考核，市场主体负责完成配额指标。也就是说，将来中东部地区必须敞开大门接受跨省绿电，电网公司会“分品种”卖电，终端用户有权选择清洁能源。
今后，客户有权根据自己的偏好进行选择，至于实现这个选择要花多少钱，则是可以谈的。但是，首先要把选择权给客户才行。而配额制及之前一系列文件，就是为了让客户拥有选择权。