近日，国家发改委公布《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》，将于2024年4月1日起施行。可再生能源告别全额收购的历史，部分发电量将进入市场，按照市场化定价交易，对新能源行业来说，影响几何？

《办法》实施后，电网将不再承担全额收购的义务，仅承担保障性收购电量部分的全额收购即可。特锐德相关负责人对财联社记者表示，新办法中，用户可参与部分电力交易，而非完全由电网确定的价格采购新能源发电电量，部分时段新能源发电端的竞争会更加激烈。“例如在中午大太阳的时候电价可能会趋于零。”

对此，风电行业观察人士李彩球对财联社记者表示，市场化交易与电价下跌不能划等号，《办法》让新能源场站从旱涝保守的温室部分走向市场，会提升行业的韧性。“当然，新能源项目未来开发风险加大，对于风险承受能力低、项目运作科学程度不高的企业来说，可能慢慢会被市场淘汰，但头部企业有希望获取更丰厚的收益。”

储能方面，有业内人士认为，《办法》施行后，不管如何，都是对储能项目的利好。未来，可再生能源电厂必然要和储能电厂相联系。

特锐德上述负责人同样表示，可调节负荷或者储能有更多机会用上低价电，有利于激励他们发挥灵活调节能力。“比如特来电用户可以更容易通过充电网调度，实现新能源车充低价电，放高价电，在调节新能源电量供需的同时，赚取更多的差价收益。”

水电水利规划设计总院常务副院长易跃春近日公开表示，《办法》是“新形势下优化完善全额保障性收购制度，是推动可再生能源高质量跃升发展的重要措施。清洁低碳是构建新型电力系统的核心目标，要在构建新能源多元化开发利用新格局的基础上，充分挖掘需求侧潜力消纳风电、光伏等新能源。”

此外，可再生能源参与市场交易有利于实现资源大范围优化配置和消纳，《国家发展改革委国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》明确，到2030年新能源全面参与市场交易。易跃春认为，随着绿色电力证书制度不断完善，可再生能源市场交易呈现出电力交易与绿色权益交易并举的新发展态势。

数据显示，随着电力体制改革逐步深化，可再生能源市场交易规模不断扩大。2023年，可再生能源参与电力市场交易电量占比超过40%，收购方式已由电网公司“统购统销”转变为电网企业、售电企业、电力用户等多市场成员协同消纳，实现“电从远方来”与“电从身边来”相辅相成。

其实，多地政府已经有所行动。据财联社记者统计，近期广西、甘肃、河南、四川等地政策明确指出，新能源保量保价的比例大幅降低，市场交易显著提升。

譬如，河南要求省内风电、光伏电量优先满足居民、农业用电需求，剩余新能源电量按照政府授权中长期合约纳入电力中长期交易管理；2024年内蒙古要求新能源场站中长期合同签约电量不低于上一年度上网电量或申报年度发电能力（二者取较大值）的90%。

“市场化程度越高，好项目的生命力越强。”某风电整机行业头部企业相关负责人对财联社记者表示，政策希望通过市场化的方式，促进可再生能源的安全可靠消纳、稳妥有序参与电力市场，新能源开发商未来需要通过技术手段来保障电站的投资收益。

财联社记者注意到，新《办法》是对此前“电网公司大概率放开95%的消纳红线”的印证。业内人士此前对财联社记者表示，该红线早已“名存实亡”，放开只是“时间问题”，同时，解决好消纳问题是发展分散式风电的前置条件。

编辑/范辉