“政策出臺實際上是讓財務模型確定性增加，如果各地能按最低保障小時數把電量收走，對于投資者信心的恢復是非常大的利好。”
       近日，國家發改委、國家能源局聯合發布《關于做好風電、光伏發電全額保障性收購管理工作的通知》（以下簡稱《通知》），核定并公布了棄風棄光地區風電、光伏發電保障性收購年利用小時數及相關結算、監管要求。
       《通知》是落實今年3月24日印發的《可再生能源發電全額保障性收購管理辦法》（以下簡稱《辦法》）的核心措施。明確了風電四類資源區、光伏兩類資源區最低保障收購年利用小時數，中國可再生能源學會風能專業委員會秘書長秦海巖表示，這“基本保證了風電、光伏發電項目的合理收益”。
       2015達歷史高點
       “棄風棄光已成為制約中國風電、光伏發電產業健康持續發展的最大絆腳石，也是完成我國應對氣候變化減排承諾的巨大障礙，到了非解決不可的地步。”秦海巖表示，棄風、棄光問題大有常態化之勢，除了國家能源結構調整和綠色發展任務無法完成，一個本可以領先全球的戰略新興產業也會半路夭折。
       根據中國光伏行業協會發布的《2015-2016年中國光伏產業年度報告》，2015年，西北地區“棄光率”達到了17.08%。其中甘肅棄光問題突出，全年平均利用小時數為1061小時，累計棄光電量26.19億千瓦時，約占全部棄光電量的56%，棄光率高達30.7%；其次為新疆，全年平均利用小時數為1042小時，累計棄光電量15.08億千瓦時，約占全部棄光電量的32%，棄光率達到26%。
       晉能科技總經理楊立友對記者表示：“如此高比例的棄光現象，會提高光伏發電成本，進而嚴重影響光伏電站收益。”
       風電棄風更加嚴重。2015年全國棄風電量達到339億千瓦時，直接經濟損失超過180億元。今年一季度棄風情況越發嚴峻，棄風電量192億千瓦時，同比增加85億千瓦時，已超過去年棄風總量的一半，平均棄風率26%，同比上升7個百分點，“三北”地區平均棄風率逼近40%。
       在秦海巖看來，對于企業來說，更嚴重的是在上網電量完全無法保證的情況下，上網電價變相降低，以致出現“量價齊跌”的現象。甘肅、寧夏、新疆等省區紛紛推出“直供電交易”、“自備電廠替代交易”、“跨區交易”，風電光伏企業甚至要報零電價才可獲得上網電量。
       如果不參與交易，輕則給與極少的上網電量，重則被限令完全停發。此外，還有地方政府要求風電企業拿出收入所得，補償當地火電企業。例如云南省工信委在《2015年11月和12月風電火電清潔能源置換交易工作方案》中，要求風電企業將電費收入，按國家批復火電電價的60%支付給火電企業。
       保障投資者信心
       國家在此前頒布的《辦法》中曾說明，該保障性利用小時數是針對“大型地面電站”，分布式光伏、風電不參與競爭性售電，要全額保障性收購。
       可再生能源項目的年發電量分為保障性收購電量部分和市場交易電量部分，保障性收購電量部分通過優先安排年度發電計劃、與電網公司簽訂優先發電合同，保障全額按標桿上網電價收購；市場交易電量部分由可再生能源發電企業通過參與市場競爭方式獲得發電合同；如果達不到保障小時數，電網要對可再生能源并網發電項目補償費用。
       “保障性收購電量的首要原則是要保證可再生能源發電項目的合理收益。”秦海巖表示，一個發電項目的收益，是由上網電價和上網電量所決定的，保價保量收購，才能確保投資收益。
       而實際上，我國可再生能源分類電價就是根據各地區資源水平、投資成本、按照內部資本金收益率8%確定的。因此，核定保障性收購電量時，按8%的內部收益率倒推回去，再參考單位千瓦造價水平、固定電價水平等相關參數即可確定。依據上述原則，《通知》中對棄風限電地區，風電項目按四類風資源區分別核定，結合資源條件和消納能力，各地區風電保障性收購利用小時數在1800-2000小時之間；對棄光限電地區，光伏發電項目保障性收購利用小時數則在1300-1500小時之間。
       在楊立友看來，“對電站業主來說，無疑是對發電收益的有力保障，部分解決了西北地區電站普遍面臨的棄光限電問題；對電站投資商和金融機構來說，一定程度降低了電站收益風險。”
       “對于公司風電場業務，位于限電地區現有投運風電項目的經營效益將有一定提升；對未來的新項目，公司一方面將積極開發非限電地區的項目資源，另一方面也將繼續通過技術進步，獲得機組發電效率提升和收益率提升。”金風科技副總裁馬金儒對記者表示，對此項政策的出臺，企業會有調整和回應。
       保障發電收益另一方面也有利于投資者信心的恢復。
       “這項制度沒出臺之前，大家看到新能源行業發展快速，投資實際上是沖著產業去的。資本進入之后，最終項目的收益要通過發電收回，但投資者會發現電站開始運行后限電非常嚴重。”東潤環能市場總監韓東升對21世紀經濟報道記者表示。
       “由于光照資源好，光伏集中在西北地區，但同時又是棄風棄光最嚴重的地方。光伏發電收入一半靠補貼，但嚴重的棄風限電對整個項目的投資模型就發生了變化，會導致投資者信心不足，這也是近一兩年西北地區新建光伏電站非常少的主要原因。”
       另一方面，由于光伏行業民營資本占比較高，抗風險能力不如國有能源投資集團，“如果現金流出現問題之后對企業影響是非常嚴重的。”韓東升表示，這次政策出臺“實際上是讓財務模型確定性增加，如果各地能按最低保障小時數把電量收走，對整體的投資收益率有保障的，對于投資者信心的恢復是非常大的利好。”
       落地有待觀察
       “最低保證收購小時數是綜合考慮電力系統消納能力、按照各類標桿電價覆蓋區域、參考準許成本加合理收益核定出來的，”晶科能源副總裁錢晶對21世紀經濟報道記者表示，“這項政策目前來看，針對西部的大型地面電站是重大利好，關鍵是要能落實和貫徹。”
       “各地能源結構不一樣，落實深淺要有更進一步的細則和方法。從并網來看，各地都有一定的空間，”韓東升表示，這不是技術問題，而是輔助服務機制問題，“如果輔助服務機制問題解決，可再生能源部分的電量和消納不成問題。”
       我國發電總體裝機容量相對過剩，整體的裝機達到16億，實際對14億人口大國不算過剩的，“但近幾年經濟相對疲軟，用電量沒有起來，短期內相對過剩的情況下，能源結構上火電和清潔能源的比例還需要調整。”韓東升說。
       楊立友認為，“這項政策旨在短時間內緩解西北地區較為嚴重的棄光限電問題，支持新能源企業投資，但從全國范圍可再生能源的長期發展來看，仍然應該從西北地區熱火朝天的大型地面電站投資建設，向中東部人口密集且用電需求量大的地區發展分布式應用轉變。”