3月18日發改委發布了《全額保障性收購可再生能源電量監管辦法》（以下簡稱《辦法》），對新能源場站運營究竟有什么影響？本文梳理了和該政策相關的過往版本，并基于山西具體規則研究了相關影響。

（來源：蘭木達電力現貨，作者：洪玥）

一、政策背景

首先，上一版相關政策公布于2007年9月1日，相關文件名為《電網企業全額收購可再生能源電量監管辦法》（國家電力監管委員會令第25號），此次的發文主要是針對25號文的修訂，其修改內容于2024年4月1日起執行。

和此次發布政策相關的歷史文件，按時間順序排列分別為：

電監會2007年25號文《電網企業全額收購可再生能源電量監管辦法》，最早的全額收購監管辦法

（1）發改能源2016年625號文《可再生能源發電全額保障性收購管理辦法》

（2）晉調水新字〔2022〕51 號《山西電網新能源優先發電梯次管理辦法》，為山西現貨市場運行以后，明確限電規則的文件

（3）發改委2024年15號令《全額保障性收購可再生能源電量監管辦法》，該文件是本文解讀重點

總體而言，自2006年《可再生能源法》實施以來，國家建立了全面的可再生能源支持體系，包括定價、稅收和金融措施。2016年，國家發展改革委頒布《可再生能源發電全額保障性收購管理辦法》，明確了新能源優先消納和保障性收購政策。2020年，財政部和其他部委發布了促進非水可再生能源發展的文件，確立了通過電價附加資金管理支持可再生能源的機制。這些政策加強了財政支持，推動了能源結構轉型和技術進步，體現了對環境可持續性和能源安全的承諾。

此次文件作為25號文《電網企業全額收購可再生能源電量監管辦法》的修訂版本，主要修訂內容為：

1、政策名稱；

2、明確保障收購的范圍，將可再生能源發電項目上網電量中的保障性收購電量、市場交易電量進行了明確區分和定義；

3、細化了電力市場相關成員責任分工，即從保障性收購、市場交易、臨時調度三個方面細化了電網企業、電力調度機構、電力交易機構等市場主體，在全額保障性收購可再生能源電量方面的責任分工。

某種意義上該項文件是對新能源場站目前存在已久的“行業現狀”的追認。具體而言，本次政策所強調的“市場交易電量”引發了相關主體對官方確認的實質上“既不保量又不保價”的擔憂和廣泛關注。

然而退一步反思，為什么會出現這一追認，之前作為為新能源發展保駕護航的“全額收購”的政策支持力度為什么逐漸縮減？究其原因，本身作為支持新能源發展的財政手段在達成其政策制定初衷的道路上，是否遇見了種種瓶頸和掣肘？隨著電力市場的不斷變革，又是否在這個過程中變成了限制新能源企業自由進行市場交易、使之承擔大量機會成本的一把雙刃劍呢？下文就這一問題，結合實際，嘗試進行回答和分析。

二、簽訂政府的保障性電量能否帶來收益？以山西省為例

在山西，保障性電量落實到具體交易里即是新能源場站年度所選擇的基數，因為保障性收購價格（即該省煤電基數價格）固定，而現貨市場價格波動劇烈，經過偏差結算后政府收購部分電量并不一定帶來盈利；如2024年2月，上旬、下旬兩次降雪和寒潮帶來了現貨市場價格的飆升，如果場站選擇基數，則保障性電量價格鎖定在332元/MWh的新能源企業必定承受較大虧損。所以，基數本質作為一種中長期交易品種，其收益風險是一個需要重點分析的因素。

本次《全額保障性收購可再生能源電量監管辦法》修訂版的公布，進一步強調了市場交易電量和保障性收購電量的區分，值得新能源市場主體關注的便是現貨價格波動帶來的相對收益和機會成本問題。

以下以山西省為例，分析作為新能源企業在進行年度基數選擇時的策略方案制定邏輯。

2.1、新能源基數選擇策略

在繼續展開前，首先回顧一下自電力現貨市場結算（試）運行以來，山西省新能源側基數選擇規則的歷史沿革。2022年7月前，山西省全部新能源項目均需參與基數分解；而2022年7月-2023年4月期間，各個新能源企業可以進行逐月選擇是否參與；最后，2023年5月至今，規則變為了在每年的12月份一次性選擇次年的哪些月份參與基數分解。更多關于保障電量的基本介紹內容可參看《保障電量是否保收益？山西省年度基數交易策略》這篇文章中的分析。

而回到基數本身，作為一種中長期交易，不同省份的分解方式不同，比如山西、湖北將其看作是現貨日前電量進行分解結算。蒙西、西北部分省份將其看作是中長期電量進行分解結算。山東、安徽、蒙東、江西則是按照事后的實際上網電量進行分解結算。

以山西省的新能源基數分解為例，若某新能源場站在年度簽基數時選擇簽署了此年的某個月份的基數，則其在該月相應的結算公式為：

上式中，因為基數電量為中長期電量，將（1）式中的Q中長期拆解為Q′中長期+Q保障，代入得到（2）式，其中單點來看，分配的保障電量會根據場站提供的日前預測功率來確定，如果以一個系數α來代表保障電量分解系數，即Q保障=α.Q預測， 如果只關注基數電量部分帶來的損益，單點選擇基數帶來的損益的偏差結算公式為：

全月來看，選擇基數帶來的偏差損益為720個時點的加和，即得到了該月來自基數部分的偏差損益：

由此，新能源企業選擇簽署某個月份的基數，決策關鍵在于三個要素，分別是日前節點價格、基數分解比例、標的時段發電功率預測。因此，提前一年對各月日前價格、新能源出力以及相應的基數分解比例預測十分重要。而每年的光照規律相對穩定，風的出力水平卻波動較大且預測難度極高，所以相比光伏場站，風電場站選擇簽署基數的挑戰和風險均更大。

具體的日前價格、基數分解比例、標的時段發電功率的預測方法，每個單獨展開都是電力交易中很重要的議題，本文不重點展開，待后續文章加以討論。而當我們得到了這三個要素的預測結果后，代入公式（4）便可以得到基數電量帶來的偏差收益預測，當結果為正，并且大于某個閾值時，我們可以考慮選擇簽署當月的基數。

圖 1某風電場站的某日基數分解情況

圖 2某光伏場站在某日的基數分解情況

至于基數分解比例，需要注意兩點，一是隨著山西新版電力市場交易規則V14的發布和執行，地調公用火電廠從之前作為參與基數分解的非市場出力機組，轉變為以不報量不報價的價格接受者入市，不再參與基數分配，這意味著新能源機組基數分解比例相較之前將有所提高。

二是關于基數分解比例本身，需要注意到在用電需求較高的早晚高峰，新能源企業分解到的基數電量相對較多，而這兩個時段的現貨價格大概率高于332元/MWh。具體原因在于，基數電的本質是非市場用戶用電，而目前非市場用戶集中在居民和農業，農業用電量極少，居民用電的時段集中在早峰和晚峰，因此帶來基數電在早晚峰的高分解比例。

例如圖1和圖2，分別呈現了光伏和風電場站在某一天具體分配基數電量的比例。綠色曲線代表分解的相應基數電量，藍色曲線則代表該電站的功率預測曲線，黃色柱狀圖代表該電站在對應時段所分解到的基數電量比例α，明顯在中午基數分配極少。

三、 簽訂基數與限電的關系

由于山西省和限電相關的一個重要指標是“剩余交易電量”，總體而言 ，剩余交易電量較高的場站，其被限電的批次可能排序更靠后，即更不容易被限電；而新能源場站可以通過簽訂基數增加該指標；因此對于限電嚴重的場站而言，簽訂基數電量或許是一個利好操作。

筆者在實操業務中觀察到，部分場站由于限電率考核指標的壓力，會寧愿承受一定虧損風險，多簽包括基數在內的中長期交易電量以降低被限電的批次，保障總收益 ，然而需注意，這樣做的后果可能會降低交易和結算均價。

具體而言，根據《山西電網新能源優先發電梯次管理辦法》（山西電網調度中心2022 年 5月19日發布），優先發電梯次共七個，需要限電時從第一梯次開始限電，依次限電，第七梯次最后限電：

而其中交易電量的統計口徑為執行日期在當月的各類中長期交易電量，由電力交易中心按交易批次進行統計，而剩余交易電量根據場站前一日剩余交易電量、交易中心提供的新增交易電量和前一日發電量進行計算。從而可見簽訂基數一定程度上有利于增加場站的剩余交易電量，從而降低限電批次。

另一方面，對于2021年前符合撥款條件的一些可再生能源項目，由于補貼金額和發電小時數掛鉤，這類風電、光伏場站出于提高國家補貼的金額的目的，對于限電會較為抵制，也可能會因此選擇多簽訂基數，即政府保障性電量收購協議。

需要特別注意的是，《辦法》第六條規定：“因可再生能源發電企業原因、電網安全約束、電網檢修、市場報價或者不可抗力等因素影響可再生能源電量收購的，對應電量不計入全額保障性收購范圍，電網企業、電力調度機構、電力交易機構應記錄具體原因及對應的電量。” 比如目前山西省份某些新能源場站由于輸電通道線路檢修，受到大幅限電，有些場站限電電量大約占其發電能力的1/3，根據規則，這部分受限電量不會被計入保障性電量范圍。

具體就實際情況而言，新能源場站被限電期間基數分配的比例會受到影響，甚至不參與分配；所以在簽訂保障性收購電量即基數相關協議時，是否會遭遇限電也是一個需要慎重考慮的因素，因此需結合限電風險測算預期收益。

總結

總而言之，簽訂長周期的政府保障性電量協議需要慎重，并且辯證看待。一方面，政府的保障性收購是否一定帶來收益，需要詳細測算，現貨價格波動劇烈，固定收購價格具有一定的損失風險；另一方面，從限電考量，企業同意簽訂基數電量，有利于提升限電相關指標從而降低限電批次，確保優先發電，并增加利用小時數，且有利于非平價項目獲得相應的國家補貼，有利于提高總收益。

本文側重于在現有政策下對選擇基數的收益風險進行定性分析，政府保障性收購有其社會和民生價值，也是促進新能源投資和充分消納的有利手段。然而必須注意到，固定價格收購會給現貨市場中的新能源場站帶來一定收益風險，或許錨定現貨價格的浮動價格收購更有利于政策目標的實現。