國家發改委發出《關于降低燃煤發電上網電價和一般工商業用電價格的通知》(下稱《通知》)，自2016年1月1日起，將居民生活和農業生產以外其他用電征收的可再生能源電價附加征收標準提升至1.9分/千瓦時。次日，國家能源局起草的《可再生能源發電全額保障性收購管理辦法(征求意見稿)》(下稱《征求意見稿》)向全社會征求意見。

兩個政策，前者意在解決補貼不足和拖欠問題，后者則瞄準棄風、棄光病癥。都是可再生能源的利好。

中國風能協會秘書長、鑒衡認證中心主任秦海巖向《財經國家周刊》記者表示，我國棄風、棄光的原因不在于技術瓶頸，而是電力市場新舊主體之間的優先級排序問題。以往出臺的各項規定都已明確可再生能源發電的優先權，但缺乏可執行、可操作的具體辦法。《征求意見稿》對責任及其主體進行了規范，明確了政府各個部門、電網企業、常規發電企業及可再生能源發電企業的權責劃分，提出一套清晰的管理和運行機制，有望徹底解決困擾可再生能源產業持續發展的老大難問題。

但也有部分業內人士認為，此次《征求意見稿》的“全額保障性收購”與此前期望存在一定差距。對于《通知》，也有人認為可再生能源電價附加征收標準上調額度較少，可能難以滿足補貼發放需要。

上調不夠?

《通知》規定，自2016年1月1日起，將居民生活和農業生產以外其他用電征收的可再生能源電價附加征收標準，由原來的1.5分/千瓦時提高到每千瓦時1.9分/千瓦時。但由于這是在2013年8月的基礎上進行的上調，與業內此前評估2?3分/千瓦時的需求目標還存在較大差距。

業界人士提供的一份研究資料顯示，若以2015年12月22日國家發改委發布《關于完善陸上風電、光伏發電上網標桿電價政策的通知》中的全國陸上風力、光伏發電上網標桿電價表的價格為基準，即便在不限電的情況下，2016年需補貼996億元，2020年則需1590億元，且尚未考慮接網工程、生物質能、地熱能等項目的補貼。

如果假設未來用電增速在3%左右，可再生能源附加為1.9分/千瓦時，2016年能夠征收的補貼在953億元左右，2020年能夠征收補貼1070億元左右，明顯低于需求。不過，國家能源局的數據顯示，2015年全社會用電量預計比2014年僅增長0.5%。

此外，《通知》使全國燃煤發電上網電價平均每千瓦時下調約3分錢(含稅)，這一政策使得可再生能源標桿電價與脫硫煤電標桿電價的差值增加3分錢。

“低保”收購

比補貼拖欠更讓業界擔心的是棄風、棄光問題。秦海巖表示，棄風損失幾乎抵消了2015年新增裝機的發電量，風電產業一年的新增社會經濟效益幾乎全部被浪費。

為了解決棄風、棄光難題，早在2006年1月1日起施行的《可再生能源法》第十四條就明確規定了“全額收購可再生能源發電”。2009年，我國對該法進行了修訂，對第十四條修訂為“國家實行可再生能源發電全額保障性收購制度。電網企業應當與依法取得行政許可或者報送備案的可再生能源發電企業簽訂并網協議，全額收購其電網覆蓋范圍內可再生能源并網發電項目的上網電量”。但10年過去了，各地棄風、棄光現象有增無減，部分地區高達70%。

業內人士表示，《征求意見稿》的發布，進步意義值得肯定，但與業界期待尚存在一定差距。《征求意見稿》首次明確了可再生能源發電全額保障性收購的定義，將可再生能源并網發電項目年發電量分為保障性收購電量部分和市場交易電量部分。但“全額”指的僅是國家確定的保障性收購利用小時數，而并非所有電量。顯然《征求意見稿》與2009年《可再生能源法》修訂一樣，是一種妥協。

對于何為保障性電量，《征求意見稿》提出，國務院能源主管部門會同經濟運行主管部門，核定各類可再生能源并網發電項目保障性收購年利用小時數并予以公布。這被認為是未來實施保障的關鍵，具有強制效力。

航禹太陽能科技有限公司執行董事丁文磊對《財經國家周刊》記者表示，《征求意見稿》讓供電公司從本轄區內，根據電力需求進行項目的審批，形成了國家能源局審批、供電公司根據當地用電情況進行接入的良性局面，這是一大進步。

換句話說，這是國家層面用“低保”方式來規避電網企業在保障范圍內對可再生能源限電行為。

在全社會用電量增速迅速下降，可再生能源并網持續大幅增加，而新增并網送出通道和調峰電源建設不能及時跟上的情況下，消納能力也是造成限電的關鍵因素。國家確定的保障性收購或將陷入兩難境地：目標太高，電網安全及技術等原因可能導致全額保障性收購落空;目標太低，全額保障性收購失去意義。