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官方商城近日出台的《国家能源局关于减轻可再生能源领域企业负担有关事项的通知》(以下简称《通知》)中，保障性收购、厘清接网工程投资建设主体、电力市场化交易、降低土地和融资成本、制止纠正乱收费等举措都直指可再生能源产业链的痛点。
在业内看来，若这些措施能落地，将真正减轻可再生能源相关企业投资经营负担，进一步促进可再生能源度电成本下降。
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。
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。
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。
许多企业代表和电力专家认为，我国既然已确定了清洁能源优先发电制度和市场化交易机制，就要下决心推动电力体制改革，加快构建全国统一的电力市场，推进可再生能源电力参与市场化交易。一方面要加大本地消纳力度，如西部、北部省份可以建立可再生能源电力供暖合作机制;另一方面，针对清洁能源消纳的地区“壁垒”，要扩大可再生能源电力外送通道和跨省跨区交易，建立新的电价机制和清洁能源配额制度，并建立可再生能源电力消纳与新建项目的联动机制。
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。
文章来源：索比光伏网
