可再生能源全额保障性收购制度改革研究

可再生能源发电全额保障性收购制度是2005年《可再生能源法》制定之初确立的一项基本法律制度，适应了可再生能源起步阶段的技术特征和经济特性，在电网企业垄断特许经营的条件下，切实降低可再生能源项目交易成本，为我国可再生能源产业的迅速发展提供了制度保障。但“强制上网、全额收购”制度实践中始终难以有效落实。一方面，受电网的实际消纳能力限制，客观上难以消纳全部新能源电量,全额收购始终无法实际履行，“弃风、弃光”现象严重。另一方面，由于双方企业利益关系和责任关系不明确，缺乏对电网企业的有效行政调控手段和对电网企业的保障性收购指标要求，更导致全额收购的规定难以落实。在此背景下，2009年，第十一届全国人大常委会第十二次会议通过了修改《可再生能源法》的决定，正式将“全额收购制度”改为“国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度”，明确要求符合法律规定条件的可再生能源发电，电网企业必须保障予以全额收购，否则将承担相应法律责任。可再生能源发电全额保障性收购制度，是培育可再生能源市场和产业的重要手段，是在可再生能源起步和成长阶段保障其顺利发展的重要法律制度。

（来源：微信公众号“国网能源研究院有限公司”）

近年来，随着能源转型和电力体制改革深入推进，全额保障性消纳面临进一步改革的新形势。

一方面，我国可再生能源发展面临呈现新特征。一是风光等新能源快速发展亟须规划等进行规范和约束，2020—2022年，我国可再生能源年均新增1亿千瓦以上，2023年新增规模达到2.9亿千瓦，发展速度远超国家规划预期。降低系统消纳成本与提高可再生能源利用率水平之间的矛盾愈加突出。二是极端灾害事件频发多发对电力系统调节能力提升提出更高要求，目前实际运行中的可再生能源发电项目仍须通过大电网汇集调节资源，获得电压支撑、调峰服务和应急备用等才能满足连续稳定用电需求。三是新业态新模式发展需要明确各方在保障系统安全稳定运行、公平分摊成本的责任。分布式电源、微电网、虚拟电厂、储能等新业态、新模式大量涌现，亟须明确各方安全责任，公平负担系统备用费等义务。四是电力电子化程度攀升更加凸显了统一规划、统一管理、统一调度的重要性。新能源高占比对电网频率、电压、惯量等方面支撑能力要求迅速增加，亟须“源网荷储”共同加快推动数字化智能化技术与传统电力技术的融合发展，推行强制性法律标准，全面提升全环节全链条全要素灵敏感知、精准控制、快速响应能力，加强统一规划、统一管理、统一调度。

另一方面，全额保障性收购制度实施基础发生根本变化。一是随着可再生能源的发展壮大，我国可再生能源发展已经从起步阶段进入成熟阶段，社会观念、技术条件、发展体量等基本条件与立法之处已经发生重大变化。二是随着电力体制改革的推进，电网企业统购统销的传统模式不复存在。尤其是2021年后，按照国家有关政策要求，各地要有序推动工商业用户全部进入电力市场（目前已超过70%），从根本上打破了《可再生能源法》制定时“电网企业全额保障性收购-电网企业与发电企业结算-国家补贴电网企业”的基本逻辑，可再生能源发电全额保障性收购制度的实施条件和法理基础已不可能。三是可再生能源高速发展与消纳成本之间的矛盾逐渐凸显，全额保障性收购难以为继。随着可再生能源规模越来越大，系统成本也越来越高。由于可再生能源不能提供足够的有效容量，支撑负荷高峰能力差，为保证系统在年度负荷最高峰时段的可靠性，必须跟随最大负荷投资有效容量占比高的传统电源。

此外，适应可再生能源大规模、高比例、市场化、高质量发展的改革政策成效显著，需要及时固化为法律制度，完善新阶段可再生能源消费利用综合制度体系。在实践中，我国实施的一系列政策也对全额保障性收购制度进行突破与调整，实际上形成了以“合理利用率”、“消纳责任权重”、“市场化交易”、“绿证绿电交易”等为核心的可再生能源科学合理利用制度。2016年开始，我国全额保障性收购开始和市场化消纳“双轨并行”。进入“十四五”以来，国家能源局在回应如何保障可再生能源消纳问题时，提到“要科学制定可再生能源合理利用率目标”这一举措，合理利用率也明确将进行“动态调整”。从“弃电量”“弃电率”到“利用率”，再到“合理利用小时”“合理利用率”，评估可再生能源消纳的指标逐步变化。2019年5月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号），提出建立可再生能源电力消纳保障机制。按省级行政区域规定电力消费中应达到的可再生能源电量比重，明确由售电企业和电力用户共同承担消纳责任。可再生能源消纳责任权重不仅能激励企业积极消费可再生能源，还能引导社会各界广泛参与可再生能源事业，形成全社会的共同行动。同时，我国加速推进绿电绿证交易、电力市场建设步伐，市场化消纳的条件不断成熟，全额保障性收购的实施空间进一步弱化。

2024年3月18日，国家发改委印发《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》，《办法》将可再生能源发电上网电量分为保障性收购和市场化交易两类，对收购交易的范围、责任分工、监管职责、监管措施、法律责任进行了系统规定。《办法》迈出了可再生能源电量由电网全额保障性收购到发挥市场配置作用转变的关键一步。一方面，《办法》明确“市场化交易电量”的价格通过市场化方式形成，收购责任由售电企业和电力用户等市场主体共同承担，有助于缓解公司可再生能源消纳压力；另一方面，《办法》对及时并网、优先调度、公平交易、监测统计分析等提出了更严格的监管要求。这些政策事实上对现行《可再生能源法》全额保障性收购制度进行了突破，是面对可再生能源发展新形势下的有益探索，需要及时调整法律制度，提供法治保障。

总体来看，可再生能源发电全额保障性制度已经完成《可再生能源法》对制度设立之初的立法目的，综合考虑我国碳达峰、碳中和以及加快建设新型能源体系目标，立足当前和未来一段时期内我国可再生能源发展现实需求，为适应可再生能源大规模、高比例、市场化、高质量发展要求，围绕《可再生能源法》立法目标，建议在可再生能源法中明确国家对可再生能源发电实施市场化利用与保障性消纳相结合的制度，以市场化利用为原则，支持各地能源主管部门科学设置差异化利用率目标，建立可再生能源消纳责任权重制度、绿证绿电交易制度、可再生能源参与电力市场交易。以保障性消纳为补充，由国务院能源主管部门及相关部门确定需要保障性消纳的可再生能源规模、范围，推动可再生能源优先发展。

提出以下法律修改建议：

（1）将《可再生能源法》现有第十四条中“国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度。”相关表述修改为：“国家推动以市场化方式为主消费、利用可再生能源发电。国务院能源主管部门会同相关经济运行主管部门可以制定规划期内可再生能源发电保障性消纳的具体办法，电网企业依法对保障范围内的可再生能源发电实施保障性收购和优先调度。

（2）将《可再生能源法》现有第十四条中“全额收购其电网覆盖范围内符合并网技术标准的可再生能源并网发电项目的上网电量。”相关表述进行删除。

（3）将《可再生能源法》现有第十九条中“可再生能源发电项目的上网电价，由国务院价格主管部门根据不同类型可再生能源发电的特点和不同地区的情况，按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定，并根据可再生能源开发利用技术的发展适时调整。上网电价应当公布。”相关表述修改为：“可再生能源发电项目保障性消纳部分的上网电价，由国务院价格主管部门根据不同类型可再生能源发电的特点和不同地区的情况，按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定，并根据可再生能源开发利用技术的发展适时调整，上网电价应当公布；市场化消纳部分的上网电价通过市场竞价形成。”

（4）将《可再生能源法》现有第十九条中“依照本法第十三条第三款规定实行招标的可再生能源发电项目的上网电价，按照中标确定的价格执行；但是，不得高于依照前款规定确定的同类可再生能源发电项目的上网电价水平。”相关表述修改为：“依照本法第十三条第三款规定实行招标的可再生能源发电项目保障性消纳部分的上网电价，按照中标确定的价格执行；但是，不得高于依照前款规定确定的同类可再生能源发电项目保障性消纳的上网电价水平。”

（5）将《可再生能源法》现有第二十九条中“违反本法第十四条规定，电网企业未按照规定完成收购可再生能源电量，造成可再生能源发电企业经济损失的，应当承担赔偿责任，并由国家电力监管机构责令限期改正；拒不改正的，处以可再生能源发电企业经济损失额一倍以下的罚款。”相关表述修改为：“违反本法第十四条规定，电网企业未按照规定完成收购可再生能源保障性消纳电量，造成可再生能源发电企业经济损失的，应当承担赔偿责任，并由国家电力监管机构责令限期改正；拒不改正的，处以可再生能源发电企业经济损失额一倍以下的罚款。”