《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》（下称“新办法”）自2024年4月1日生效，同时废止自2007年9月1日起施行的《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》（下称“旧办法”）。此办法时隔十七年的更新修订是对新型电力系统建设和新能源产业高质量发展的一项重要推动，具有重要影响。
对于新能源产业链相关企业，有几个变化值得注意：
01
收购模式的调整
新办法最为重要的是将全额收购调整为全额保障性收购模式，规定了可再生能源上网电量包括保障性收购电量与市场交易电量两部分。保障性收购电量是指按照国家可再生能源消纳保障机制、比重目标等相关规定，应由电力市场相关成员承担收购义务的电量。市场交易电量是指通过市场化方式形成价格的电量，由售电企业和电力用户等电力市场相关成员共同承担收购责任。
据国家能源局数据，截至2023年底，我国可再生能源发电装机容量已达15.16亿千瓦，占全国发电总装机的51.9%，历史首次超过火电。新能源快速发展的同时，也带来了电网消纳、电力系统承压等制约产业健康发展的问题，原有的收购模式已难符合产业发展与监管的需要。全额保障性收购政策的出台是为了有效推动可再生能源市场化，缓解、解决产业发展的突出问题。
02
参与主体的明确
新办法明确了电网企业、电力调度机构、电力交易机构在全额保障性收购中的职责，具体为“电网企业应组织电力市场相关成员，确保可再生能源发电项目保障性收购电量的消纳；电力交易机构应组织电力市场相关成员，推动可再生能源发电项目参与市场交易；电力调度机构应落实可再生能源发电项目保障性电量收购政策要求，并保障已达成市场交易电量合同的执行”。较之旧办法，电力交易机构的新增以及各参与主体的责任和义务的明确，有助于推动市场交易电量的消纳，有利于建设透明、高效的电力市场环境。
03
适用范围的明确
新办法适用于“风力发电、太阳能发电、生物质能发电、海洋能发电、地热能发电等非水可再生能源发电。水力发电参照执行。”并且规定“至少同时满足符合可再生能源开发利用规划（沼气发电除外）；项目依法取得行政许可或者报送备案；符合并网技术标准”。较之旧办法，不在发电类型上做硬性要求，而是在收购规则上予以明确。
同时，规定“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，电网企业、电力调度机构、电力交易机构应记录具体原因及对应的电量”。进一步明确了保障性收购范围，以帮助确保可再生能源项目的质量和合规性，有利于电网的安全稳定运行。
04
收购价格的变化
2022年起，可再生能源发电进入平价时代。2023年新能源市场化交易电量6845亿千瓦时，占新能源总发电量的47.3%，可再生能源电量参与市场化交易规模正逐步扩大。在2030年中国可再生能源全面进入电力市场的目标下，可再生能源市场化定价已成为趋势。
此次新办法实施后，保障性收购电量的价格由政府相关部门根据可再生能源消纳保障机制、比重目标等相关规定设定。而市场交易电量的价格则通过市场化方式形成，可能受供需关系、竞价机制等多种因素的影响。不过，对于可再生能源全额保障性收购的比例划分、分配与定价，以及市场化交易定价等具体问题，需要等待进一步的操作性指引。
新办法带来的影响：
01
促进我国可再生能源市场化发展
新办法的修订和实施将促进电力市场的更深层次市场化，随着新型电力系统建设的持续推进和电力市场化改革的不断深化，我国可再生能源产业的整体环境、产业态势以及可再生能源电量收购机制都将发生根本性变革。新办法的实施标志着可再生能源电量收购模式由全部收购转变为部分托底，价格由全部政府定价转变为部分政府定价、部分市场化定价，参与者由单一主体统购统销转变为多主体合力消纳。新办法的有效实施将促进电力市场的市场化进程，有助于优化资源配置，对新能源产业发展具有积极的意义。
02
新能源相关企业将应对更大挑战
随着全国统一电力市场体系的持续建设，到2030年，新能源将全面参与市场交易，在此窗口期，各地可再生能源保量保价的收购小时数将逐步缩水。在此背景之下，新能源发电企业将面临更大的市场风险，需要更加关注成本控制和运营效率，仍要注重技术研发，提高新能源的发电效率和稳定性，增强市场竞争力。同时，新能源发电企业也需要寻求新的机遇，比如通过市场交易获取稳定收益，通过市场机制调整自身的发电策略，以适应市场变化。随着电力市场的竞争加剧，企业可寻求并购和合作等方式扩大规模和业务拓展。
此外，新能源相关企业应充分理解新办法并积极适应。比如对于电力投资建设企业，新办法所规定的市场交易电量要通过市场化方式形成价格，这意味着投资方需要充分考虑市场交易电量的不确定性与交易机制，调整完善市场分析工具和投资模型，以做出合理的投资决策，以及加强风险管理，采取有效策略以应对市场交易的变化。
