3月18日，国家发改委下发中华人民共和国国家发展和改革委员会令第15号，公布《全额保障性收购可再次生产的能源电量监管办法》，该办法自2024年4月1日起施行。

  这是继2007年《电网企业全额收购可再次生产的能源电量监管办法》之后，时隔17年国家发改委再度就可再次生产的能源全额保障性收购进行政策调整。

  中国宏观经济研究院能源研究所可再次生产的能源发展中心副主任陶冶在解读分析中指出，随着可再次生产的能源的发展壮大，我国可再次生产的能源发展已经从起步阶段进入成熟阶段，全额保障性收购制度落实难度增加，个别省份在实际执行中难以达到国家规定的最低保障收购年利用小时数，且低于国家相关政策明确的电价水平收购，同时，高比例可再次生产的能源电力系统下全额收购可再次生产的能源电力系统成本高昂。保障可再次生产的能源发电全额收购不仅技术上面临严峻挑战，而且需要电力系统付出高昂的消纳成本，增加整个电力系统成本。

  与此前不同的是，此次文件将可再次生产的能源发电项目的上网电量定义为保障性收购电量和市场交易电量两部分所组成。其中，保障性收购电量是指依照国家可再次生产的能源消纳保障机制、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。市场交易电量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一同承担收购责任。

  这意味着，可再次生产的能源电量全额保障收购的责任主体，从电网一家变成了电网与电力市场主体一同承担的收购责任。但对于电力交易市场来说，能否收购、以多少钱收购，这将成为一个完全由市场决定的问题。

  文件也精确指出了，因可再次生产的能源发电企业原因、电网安全约束、电网检 修、市场报价或者不可抗力等因素影响可再次生产的能源电量收购的，对应电量不计入全额保障性收购范围。

  此次政策的出台，突出了市场化方式实现资源优化配置和消纳，市场化交易电量由售电企业和电力用户等电力市场相关成员一同承担收购责任。这将为风电光伏参与市场化交易的实践探索提供有力的政策依据。

  实际上，随着电力体制改革的逐步深化，可再次生产的能源市场交易规模逐步扩大。2023年，可再次生产的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。

  除了收购电量权责发生明显的变化，随着上网电量进入市场，可再次生产的能源全额电量标杆电价政策也将退出历史舞台。

  此次政策体现了可再次生产的能源电量收购价格由全部政府定价转变为部分政府定价，其余部分通过市场化交易形成价格的重大机制转变，明确可再次生产的能源发电项目上网电量中市场化交易电量价格通过市场化方式形成。

  2022年起，可再次生产的能源发电已由补贴定价时代进入平价时代，可再次生产的能源电量参与市场化交易规模逐年扩大。国家发改委、国家能源局格外的重视可再次生产的能源参与电力市场问题。十三五以来，出台了电力现货市场建设试点工作意见、建设全国统一电力市场体系指导意见、加快电力现货市场建设通知，明确要构建适应新型电力系统的电力市场机制，提升电力市场对高比例可再次生产的能源的适应性。按照2030年新能源全面参与市场交易的时间要求，分步促进新能源可靠消纳。

  而此次文件的出台，将市场化定价、参与电力市场“一锤定音”，为可再次生产的能源入市提供了政策基础。

  总结来看，此次政策的出台，将此前全额保障收购可再次生产的能源的权责部分挪给了市场主体，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。这既是我国可再次生产的能源全额保障收购政策的一大调整，对于可再次生产的能源来说，这在某种程度上预示着市场化的售电压力将提高，行业也不用再期待电网的全额收购。

  不过，另一方面，在电网并网接入、保障性收购、电力调度、电力交易方面，此次文件也明确了可再次生产的能源电量的“优先权”，并且列举了五种情形下，未按规定收购可再次生产的能源电量造成可再次生产的能源发电企业经 济损失的，应承担赔偿相应的责任，并由电力监督管理的机构责令限期改正；拒 不改正的，电力监督管理的机构可处以可再次生产的能源发电企业经济损失额一 倍以下的罚款。