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3月18日发改委发布了《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》（以下简称《办法》），对新能源场站运营究竟有什么影响？本文梳理了和该政策相关的过往版本，并基于山西具体规则研究了相关影响。
（来源：兰木达电力现货，作者：洪玥）
一、政策背景
首先，上一版相关政策公布于2007年9月1日，相关文件名为《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》（国家电力监管委员会令第25号），此次的发文主要是针对25号文的修订，其修改内容于2024年4月1日起执行。
和此次发布政策相关的历史文件，按时间顺序排列分别为：
电监会2007年25号文《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》，最早的全额收购监管办法
（1）发改能源2016年625号文《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》
（2）晋调水新字〔2022〕51 号《山西电网新能源优先发电梯次管理办法》，为山西现货市场运行以后，明确限电规则的文件
（3）发改委2024年15号令《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》，该文件是本文解读重点
总体而言，自2006年《可再生能源法》实施以来，国家建立了全面的可再生能源支持体系，包括定价、税收和金融措施。2016年，国家发展改革委颁布《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》，明确了新能源优先消纳和保障性收购政策。2020年，财政部和其他部委发布了促进非水可再生能源发展的文件，确立了通过电价附加资金管理支持可再生能源的机制。这些政策加强了财政支持，推动了能源结构转型和技术进步，体现了对环境可持续性和能源安全的承诺。
此次文件作为25号文《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》的修订版本，主要修订内容为：
1、政策名称；
2、明确保障收购的范围，将可再生能源发电项目上网电量中的保障性收购电量、市场交易电量进行了明确区分和定义；
3、细化了电力市场相关成员责任分工，即从保障性收购、市场交易、临时调度三个方面细化了电网企业、电力调度机构、电力交易机构等市场主体，在全额保障性收购可再生能源电量方面的责任分工。
某种意义上该项文件是对新能源场站目前存在已久的“行业现状”的追认。具体而言，本次政策所强调的“市场交易电量”引发了相关主体对官方确认的实质上“既不保量又不保价”的担忧和广泛关注。
然而退一步反思，为什么会出现这一追认，之前作为为新能源发展保驾护航的“全额收购”的政策支持力度为什么逐渐缩减？究其原因，本身作为支持新能源发展的财政手段在达成其政策制定初衷的道路上，是否遇见了种种瓶颈和掣肘？随着电力市场的不断变革，又是否在这个过程中变成了限制新能源企业自由进行市场交易、使之承担大量机会成本的一把双刃剑呢？下文就这一问题，结合实际，尝试进行回答和分析。
二、签订政府的保障性电量能否带来收益？以山西省为例
在山西，保障性电量落实到具体交易里即是新能源场站年度所选择的基数，因为保障性收购价格（即该省煤电基数价格）固定，而现货市场价格波动剧烈，经过偏差结算后政府收购部分电量并不一定带来盈利；如2024年2月，上旬、下旬两次降雪和寒潮带来了现货市场价格的飙升，如果场站选择基数，则保障性电量价格锁定在332元/MWh的新能源企业必定承受较大亏损。所以，基数本质作为一种中长期交易品种，其收益风险是一个需要重点分析的因素。
本次《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》修订版的公布，进一步强调了市场交易电量和保障性收购电量的区分，值得新能源市场主体关注的便是现货价格波动带来的相对收益和机会成本问题。
以下以山西省为例，分析作为新能源企业在进行年度基数选择时的策略方案制定逻辑。
2.1、新能源基数选择策略
在继续展开前，首先回顾一下自电力现货市场结算（试）运行以来，山西省新能源侧基数选择规则的历史沿革。2022年7月前，山西省全部新能源项目均需参与基数分解；而2022年7月-2023年4月期间，各个新能源企业可以进行逐月选择是否参与；最后，2023年5月至今，规则变为了在每年的12月份一次性选择次年的哪些月份参与基数分解。更多关于保障电量的基本介绍内容可参看《保障电量是否保收益？山西省年度基数交易策略》这篇文章中的分析。
而回到基数本身，作为一种中长期交易，不同省份的分解方式不同，比如山西、湖北将其看作是现货日前电量进行分解结算。蒙西、西北部分省份将其看作是中长期电量进行分解结算。山东、安徽、蒙东、江西则是按照事后的实际上网电量进行分解结算。
以山西省的新能源基数分解为例，若某新能源场站在年度签基数时选择签署了此年的某个月份的基数，则其在该月相应的结算公式为：
上式中，因为基数电量为中长期电量，将（1）式中的Q中长期拆解为Q′中长期+Q保障，代入得到（2）式，其中单点来看，分配的保障电量会根据场站提供的日前预测功率来确定，如果以一个系数α来代表保障电量分解系数，即Q保障=α.Q预测， 如果只关注基数电量部分带来的损益，单点选择基数带来的损益的偏差结算公式为：
全月来看，选择基数带来的偏差损益为720个时点的加和，即得到了该月来自基数部分的偏差损益：
由此，新能源企业选择签署某个月份的基数，决策关键在于三个要素，分别是日前节点价格、基数分解比例、标的时段发电功率预测。因此，提前一年对各月日前价格、新能源出力以及相应的基数分解比例预测十分重要。而每年的光照规律相对稳定，风的出力水平却波动较大且预测难度极高，所以相比光伏场站，风电场站选择签署基数的挑战和风险均更大。
具体的日前价格、基数分解比例、标的时段发电功率的预测方法，每个单独展开都是电力交易中很重要的议题，本文不重点展开，待后续文章加以讨论。而当我们得到了这三个要素的预测结果后，代入公式（4）便可以得到基数电量带来的偏差收益预测，当结果为正，并且大于某个阈值时，我们可以考虑选择签署当月的基数。
图 1某风电场站的某日基数分解情况
图 2某光伏场站在某日的基数分解情况
至于基数分解比例，需要注意两点，一是随着山西新版电力市场交易规则V14的发布和执行，地调公用火电厂从之前作为参与基数分解的非市场出力机组，转变为以不报量不报价的价格接受者入市，不再参与基数分配，这意味着新能源机组基数分解比例相较之前将有所提高。
二是关于基数分解比例本身，需要注意到在用电需求较高的早晚高峰，新能源企业分解到的基数电量相对较多，而这两个时段的现货价格大概率高于332元/MWh。具体原因在于，基数电的本质是非市场用户用电，而目前非市场用户集中在居民和农业，农业用电量极少，居民用电的时段集中在早峰和晚峰，因此带来基数电在早晚峰的高分解比例。
例如图1和图2，分别呈现了光伏和风电场站在某一天具体分配基数电量的比例。绿色曲线代表分解的相应基数电量，蓝色曲线则代表该电站的功率预测曲线，黄色柱状图代表该电站在对应时段所分解到的基数电量比例α，明显在中午基数分配极少。
三、 签订基数与限电的关系
由于山西省和限电相关的一个重要指标是“剩余交易电量”，总体而言 ，剩余交易电量较高的场站，其被限电的批次可能排序更靠后，即更不容易被限电；而新能源场站可以通过签订基数增加该指标；因此对于限电严重的场站而言，签订基数电量或许是一个利好操作。
笔者在实操业务中观察到，部分场站由于限电率考核指标的压力，会宁愿承受一定亏损风险，多签包括基数在内的中长期交易电量以降低被限电的批次，保障总收益 ，然而需注意，这样做的后果可能会降低交易和结算均价。
具体而言，根据《山西电网新能源优先发电梯次管理办法》（山西电网调度中心2022 年 5月19日发布），优先发电梯次共七个，需要限电时从第一梯次开始限电，依次限电，第七梯次最后限电：
而其中交易电量的统计口径为执行日期在当月的各类中长期交易电量，由电力交易中心按交易批次进行统计，而剩余交易电量根据场站前一日剩余交易电量、交易中心提供的新增交易电量和前一日发电量进行计算。从而可见签订基数一定程度上有利于增加场站的剩余交易电量，从而降低限电批次。
另一方面，对于2021年前符合拨款条件的一些可再生能源项目，由于补贴金额和发电小时数挂钩，这类风电、光伏场站出于提高国家补贴的金额的目的，对于限电会较为抵制，也可能会因此选择多签订基数，即政府保障性电量收购协议。
需要特别注意的是，《办法》第六条规定：“因可再生能源发电企业原因、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生能源电量收购的，对应电量不计入全额保障性收购范围，电网企业、电力调度机构、电力交易机构应记录具体原因及对应的电量。” 比如目前山西省份某些新能源场站由于输电通道线路检修，受到大幅限电，有些场站限电电量大约占其发电能力的1/3，根据规则，这部分受限电量不会被计入保障性电量范围。
具体就实际情况而言，新能源场站被限电期间基数分配的比例会受到影响，甚至不参与分配；所以在签订保障性收购电量即基数相关协议时，是否会遭遇限电也是一个需要慎重考虑的因素，因此需结合限电风险测算预期收益。
总结
总而言之，签订长周期的政府保障性电量协议需要慎重，并且辩证看待。一方面，政府的保障性收购是否一定带来收益，需要详细测算，现货价格波动剧烈，固定收购价格具有一定的损失风险；另一方面，从限电考量，企业同意签订基数电量，有利于提升限电相关指标从而降低限电批次，确保优先发电，并增加利用小时数，且有利于非平价项目获得相应的国家补贴，有利于提高总收益。
本文侧重于在现有政策下对选择基数的收益风险进行定性分析，政府保障性收购有其社会和民生价值，也是促进新能源投资和充分消纳的有利手段。然而必须注意到，固定价格收购会给现货市场中的新能源场站带来一定收益风险，或许锚定现货价格的浮动价格收购更有利于政策目标的实现。
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