3月18日發(fā)改委發(fā)布了《全額保障性收購可再生能源電量監(jiān)管辦法》(以下簡稱《辦法》)，對新能源場站運營究竟有什么影響?本文梳理了和該政策相關的過往版本，并基于山西具體規(guī)則研究了相關影響。

(來源：蘭木達電力現(xiàn)貨，作者：洪玥)

一、政策背景

首先，上一版相關政策公布于2007年9月1日，相關文件名為《電網(wǎng)企業(yè)全額收購可再生能源電量監(jiān)管辦法》(國家電力監(jiān)管委員會令第25號)，此次的發(fā)文主要是針對25號文的修訂，其修改內(nèi)容于2024年4月1日起執(zhí)行。

和此次發(fā)布政策相關的歷史文件，按時間順序排列分別為：

電監(jiān)會2007年25號文《電網(wǎng)企業(yè)全額收購可再生能源電量監(jiān)管辦法》，最早的全額收購監(jiān)管辦法

(1)發(fā)改能源2016年625號文《可再生能源發(fā)電全額保障性收購管理辦法》

(2)晉調(diào)水新字〔2022〕51 號《山西電網(wǎng)新能源優(yōu)先發(fā)電梯次管理辦法》，為山西現(xiàn)貨市場運行以后，明確限電規(guī)則的文件

(3)發(fā)改委2024年15號令《全額保障性收購可再生能源電量監(jiān)管辦法》，該文件是本文解讀重點

總體而言，自2006年《可再生能源法》實施以來，國家建立了全面的可再生能源支持體系，包括定價、稅收和金融措施。2016年，國家發(fā)展改革委頒布《可再生能源發(fā)電全額保障性收購管理辦法》，明確了新能源優(yōu)先消納和保障性收購政策。2020年，財政部和其他部委發(fā)布了促進非水可再生能源發(fā)展的文件，確立了通過電價附加資金管理支持可再生能源的機制。這些政策加強了財政支持，推動了能源結構轉型和技術進步，體現(xiàn)了對環(huán)境可持續(xù)性和能源安全的承諾。

此次文件作為25號文《電網(wǎng)企業(yè)全額收購可再生能源電量監(jiān)管辦法》的修訂版本，主要修訂內(nèi)容為：

1、政策名稱;

2、明確保障收購的范圍，將可再生能源發(fā)電項目上網(wǎng)電量中的保障性收購電量、市場交易電量進行了明確區(qū)分和定義;

3、細化了電力市場相關成員責任分工，即從保障性收購、市場交易、臨時調(diào)度三個方面細化了電網(wǎng)企業(yè)、電力調(diào)度機構、電力交易機構等市場主體，在全額保障性收購可再生能源電量方面的責任分工。

某種意義上該項文件是對新能源場站目前存在已久的“行業(yè)現(xiàn)狀”的追認。具體而言，本次政策所強調(diào)的“市場交易電量”引發(fā)了相關主體對官方確認的實質上“既不保量又不保價”的擔憂和廣泛關注。

然而退一步反思，為什么會出現(xiàn)這一追認，之前作為為新能源發(fā)展保駕護航的“全額收購”的政策支持力度為什么逐漸縮減?究其原因，本身作為支持新能源發(fā)展的財政手段在達成其政策制定初衷的道路上，是否遇見了種種瓶頸和掣肘?隨著電力市場的不斷變革，又是否在這個過程中變成了限制新能源企業(yè)自由進行市場交易、使之承擔大量機會成本的一把雙刃劍呢?下文就這一問題，結合實際，嘗試進行回答和分析。

二、簽訂政府的保障性電量能否帶來收益?以山西省為例

在山西，保障性電量落實到具體交易里即是新能源場站年度所選擇的基數(shù)，因為保障性收購價格(即該省煤電基數(shù)價格)固定，而現(xiàn)貨市場價格波動劇烈，經(jīng)過偏差結算后政府收購部分電量并不一定帶來盈利;如2024年2月，上旬、下旬兩次降雪和寒潮帶來了現(xiàn)貨市場價格的飆升，如果場站選擇基數(shù)，則保障性電量價格鎖定在332元/MWh的新能源企業(yè)必定承受較大虧損。所以，基數(shù)本質作為一種中長期交易品種，其收益風險是一個需要重點分析的因素。

本次《全額保障性收購可再生能源電量監(jiān)管辦法》修訂版的公布，進一步強調(diào)了市場交易電量和保障性收購電量的區(qū)分，值得新能源市場主體關注的便是現(xiàn)貨價格波動帶來的相對收益和機會成本問題。

以下以山西省為例，分析作為新能源企業(yè)在進行年度基數(shù)選擇時的策略方案制定邏輯。

2.1、新能源基數(shù)選擇策略

在繼續(xù)展開前，首先回顧一下自電力現(xiàn)貨市場結算(試)運行以來，山西省新能源側基數(shù)選擇規(guī)則的歷史沿革。2022年7月前，山西省全部新能源項目均需參與基數(shù)分解;而2022年7月-2023年4月期間，各個新能源企業(yè)可以進行逐月選擇是否參與;最后，2023年5月至今，規(guī)則變?yōu)榱嗽诿磕甑?2月份一次性選擇次年的哪些月份參與基數(shù)分解。更多關于保障電量的基本介紹內(nèi)容可參看《保障電量是否保收益?山西省年度基數(shù)交易策略》這篇文章中的分析。

而回到基數(shù)本身，作為一種中長期交易，不同省份的分解方式不同，比如山西、湖北將其看作是現(xiàn)貨日前電量進行分解結算。蒙西、西北部分省份將其看作是中長期電量進行分解結算。山東、安徽、蒙東、江西則是按照事后的實際上網(wǎng)電量進行分解結算。

以山西省的新能源基數(shù)分解為例，若某新能源場站在年度簽基數(shù)時選擇簽署了此年的某個月份的基數(shù)，則其在該月相應的結算公式為：

由此，新能源企業(yè)選擇簽署某個月份的基數(shù)，決策關鍵在于三個要素，分別是日前節(jié)點價格、基數(shù)分解比例、標的時段發(fā)電功率預測。因此，提前一年對各月日前價格、新能源出力以及相應的基數(shù)分解比例預測十分重要。而每年的光照規(guī)律相對穩(wěn)定，風的出力水平卻波動較大且預測難度極高，所以相比光伏場站，風電場站選擇簽署基數(shù)的挑戰(zhàn)和風險均更大。

具體的日前價格、基數(shù)分解比例、標的時段發(fā)電功率的預測方法，每個單獨展開都是電力交易中很重要的議題，本文不重點展開，待后續(xù)文章加以討論。而當我們得到了這三個要素的預測結果后，代入公式(4)便可以得到基數(shù)電量帶來的偏差收益預測，當結果為正，并且大于某個閾值時，我們可以考慮選擇簽署當月的基數(shù)。

至于基數(shù)分解比例，需要注意兩點，一是隨著山西新版電力市場交易規(guī)則V14的發(fā)布和執(zhí)行，地調(diào)公用火電廠從之前作為參與基數(shù)分解的非市場出力機組，轉變?yōu)橐圆粓罅坎粓髢r的價格接受者入市，不再參與基數(shù)分配，這意味著新能源機組基數(shù)分解比例相較之前將有所提高。

二是關于基數(shù)分解比例本身，需要注意到在用電需求較高的早晚高峰，新能源企業(yè)分解到的基數(shù)電量相對較多，而這兩個時段的現(xiàn)貨價格大概率高于332元/MWh。具體原因在于，基數(shù)電的本質是非市場用戶用電，而目前非市場用戶集中在居民和農(nóng)業(yè)，農(nóng)業(yè)用電量極少，居民用電的時段集中在早峰和晚峰，因此帶來基數(shù)電在早晚峰的高分解比例。

例如圖1和圖2，分別呈現(xiàn)了光伏和風電場站在某一天具體分配基數(shù)電量的比例。綠色曲線代表分解的相應基數(shù)電量，藍色曲線則代表該電站的功率預測曲線，黃色柱狀圖代表該電站在對應時段所分解到的基數(shù)電量比例α，明顯在中午基數(shù)分配極少。

三、 簽訂基數(shù)與限電的關系

由于山西省和限電相關的一個重要指標是“剩余交易電量”，總體而言 ，剩余交易電量較高的場站，其被限電的批次可能排序更靠后，即更不容易被限電;而新能源場站可以通過簽訂基數(shù)增加該指標;因此對于限電嚴重的場站而言，簽訂基數(shù)電量或許是一個利好操作。

筆者在實操業(yè)務中觀察到，部分場站由于限電率考核指標的壓力，會寧愿承受一定虧損風險，多簽包括基數(shù)在內(nèi)的中長期交易電量以降低被限電的批次，保障總收益 ，然而需注意，這樣做的后果可能會降低交易和結算均價。

具體而言，根據(jù)《山西電網(wǎng)新能源優(yōu)先發(fā)電梯次管理辦法》(山西電網(wǎng)調(diào)度中心2022 年 5月19日發(fā)布)，優(yōu)先發(fā)電梯次共七個，需要限電時從第一梯次開始限電，依次限電，第七梯次最后限電：

而其中交易電量的統(tǒng)計口徑為執(zhí)行日期在當月的各類中長期交易電量，由電力交易中心按交易批次進行統(tǒng)計，而剩余交易電量根據(jù)場站前一日剩余交易電量、交易中心提供的新增交易電量和前一日發(fā)電量進行計算。從而可見簽訂基數(shù)一定程度上有利于增加場站的剩余交易電量，從而降低限電批次。

另一方面，對于2021年前符合撥款條件的一些可再生能源項目，由于補貼金額和發(fā)電小時數(shù)掛鉤，這類風電、光伏場站出于提高國家補貼的金額的目的，對于限電會較為抵制，也可能會因此選擇多簽訂基數(shù)，即政府保障性電量收購協(xié)議。

需要特別注意的是，《辦法》第六條規(guī)定：“因可再生能源發(fā)電企業(yè)原因、電網(wǎng)安全約束、電網(wǎng)檢修、市場報價或者不可抗力等因素影響可再生能源電量收購的，對應電量不計入全額保障性收購范圍，電網(wǎng)企業(yè)、電力調(diào)度機構、電力交易機構應記錄具體原因及對應的電量。” 比如目前山西省份某些新能源場站由于輸電通道線路檢修，受到大幅限電，有些場站限電電量大約占其發(fā)電能力的1/3，根據(jù)規(guī)則，這部分受限電量不會被計入保障性電量范圍。

具體就實際情況而言，新能源場站被限電期間基數(shù)分配的比例會受到影響，甚至不參與分配;所以在簽訂保障性收購電量即基數(shù)相關協(xié)議時，是否會遭遇限電也是一個需要慎重考慮的因素，因此需結合限電風險測算預期收益。

總結

總而言之，簽訂長周期的政府保障性電量協(xié)議需要慎重，并且辯證看待。一方面，政府的保障性收購是否一定帶來收益，需要詳細測算，現(xiàn)貨價格波動劇烈，固定收購價格具有一定的損失風險;另一方面，從限電考量，企業(yè)同意簽訂基數(shù)電量，有利于提升限電相關指標從而降低限電批次，確保優(yōu)先發(fā)電，并增加利用小時數(shù)，且有利于非平價項目獲得相應的國家補貼，有利于提高總收益。

本文側重于在現(xiàn)有政策下對選擇基數(shù)的收益風險進行定性分析，政府保障性收購有其社會和民生價值，也是促進新能源投資和充分消納的有利手段。然而必須注意到，固定價格收購會給現(xiàn)貨市場中的新能源場站帶來一定收益風險，或許錨定現(xiàn)貨價格的浮動價格收購更有利于政策目標的實現(xiàn)。