随着新型电力系统建设的逐步深入，新能源装机，特别是以风能和太阳能为主导的清洁能源装机规模持续扩大。然而，新能源固有的波动性和不稳定性给电网消纳以及电力系统的成本控制带来了显著的压力。
（来源：微信公众号“硕电汇”作者：小硕团队）
鉴于原有可再生能源电量全额保障性收购制度导致电力系统承担过高成本，经济性受到严重影响，实际执行难以符合既定要求，容易损害可再生能源发电企业的利益，甚至引发各方矛盾。为此，修订相关政策的呼声日益高涨，新版《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》应运而生。3月18日，国家发改委颁布第15号令，正式对外发布《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》。该《监管办法》旨在推动新型电力系统的建设，并规范电力市场相关成员在全额保障性收购可再生能源电量方面的行为。根据最新的《监管办法》规定，电网不再享有独家收购可再生能源电量的责任，更多的市场相关成员将被要求承担收购义务。
四川省新能源装机推进情况
在加快构建新型电力系统的总体战略指导下，近年来四川省在可再生能源领域亦取得了较快发展。数据显示，截至2023年12月，四川省新能源（风电和光伏发电）装机容量已达到1343.63万千瓦。计划到2024年，四川省的新能源（风电和光伏发电）累计装机规模将达到1894万千瓦。而在2025年规划中，四川省的新能源（风电和光伏发电）装机规模更是计划达到3200万千瓦。
从风电和光电装机增速来看，风电在2023年和2024年将分别实现29%和24%的稳健增长。然而，受到地理因素等客观条件的制约，预计在2025年，风电装机增速将出现明显的放缓趋势，增速将降低至7%。相比之下，光电的增速始终保持强劲，增幅始终维持在60%以上。特别是在已经过去的2023年，装机增幅更是高达178%，显示出光电持续快速发展的良好势头。
最新的《监管办法》规定中明确指出，可再生能源发电项目的上网电量包括保障性收购电量和市场交易电量。 保障性收购电量定义是“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”。而市场交易电量则是指“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”。 经过价格机制的调整，新规定生效后，政府对于新能源上网电价的制定方式发生重要变革，由过去的单一定价模式逐步转变为政府计划定价与市场化交易并行的双轨定价模式。此举将积极促进电力市场的深化改革，进一步彰显电价改革坚定且不可逆的趋势。
全额保障性收购可再生能源电量的四川实践
在2021年之前，新能源电量主要由电网公司以保障性全额收购，参与电力市场仅作为可选项。
自2021年开始，新能源逐步纳入市场化交易框架，特别设立了针对风光企业的专属交易品种。尽管风电和光电在保障性收购下的发电利用小时数仍占据主导地位，但参与市场的通道已经开启。进入2022年，风光保障利用小时数之外的电量开始与水电企业共同参与市场竞争。
进入2023年，新能源市场呈现出明显的变化态势。其中，风电和光电的保量保价部分的利用小时数，分别由前一年的1800小时和1300小时，显著减少至当前的800小时和600小时。这些保障利用小时数主要集中在市场电价相对较低的丰水期，由于执行较高的优先计划电价，新能源在丰水期的发电收益仍得以保障。
到了2024年，优先计划体系下的发电保障利用小时数与2023年保持一致。然而，计划指标的分布发生了变化，由2023年的全额丰水期指标转变为丰水期和枯水期按发电结构均匀分布。这意味着每个水期的剩余发电能力都需要参与市场竞争，与水电进行同场竞价。
除此之外，为了保障新能源的发电收益，2024年市场交易政策中设立了符合条件可参与的“绿电交易”品种。参与该品种的新能源电量能够获得比市场其他品种更高的电价水平，从而避免新能源在参与市场过程中的出现较大的收入变化。
四川作为全国范围内可再生能源资源较为丰富的地区之一，近年来在全额保障性收购可再生能源电量方面进行了持续的市场实践与探索。为确保可再生能源电量的及时消纳，四川省不断完善市场政策体系、优化调度方式，并积极提升电网接入能力。同时，通过优化市场环境和加强监管力度，四川省在确保了可再生能源电量的全额收购和优先利用的同时，正在不断地推动可再生能源产业的健康发展。
