对于这一政策，能源发电行业期待已久。2010年4月1日修订实施的《可再生能源法》曾经明确提出，国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度，并将制定具体办法。
但这一关键的具体办法长期“只闻楼梯响，不见人下来”。直到去年年底，国家能源局起草了《可再生能源发电全额保障性收购管理办法（征求意稿）》，并于2015年12月28日向全社会广泛征求意见。
“相关《办法》，是依据《可再生能源法》落实电力体制改革系列文件中提出的有关目标和任务而制定的具体措施。”中国可再生能源学会风能专委会秘书长秦海岩对21世纪经济报道记者分析。
新办法大力解决“三弃”问题
根据《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》，到2020年，非化石能源占一次能源消费比重达到15%，其中力争常规水电装机达到3.5亿千瓦左右；风电装机达到2亿千瓦；光伏装机达到1亿千瓦左右；地热能利用规模达到5000万吨标准煤。
但是，横亘在可再生能源的发展的弃水、弃风、弃光痼疾，一直难以根治。由于汛期降水较为集中、外送通道能力不足、用电需求增长放缓、供热机组调峰能力有限等问题，大量本可以利用的水能、风能、光能被弃用。有数据显示，2014年，我国弃水弃风弃光损失电量超过300亿千瓦时。
而《办法》，可以极大的解决上述问题。所谓可再生能源发电全额保障性收购，是指电网企业（含电力调度机构）根据国家确定的上网标杆电价和保障性收购利用小时数，结合市场竞争机制，通过落实优先发电制度，在确保供电安全的前提下，全额收购规划范围内的可再生能源发电项目的上网电量。
根据《办法》，可再生能源并网发电项目年发电量分为保障性收购电量部分和市场交易电量部分。保障性收购电量部分通过优先安排年度发电计划、与电网公司签订优先发电合同（实物合同或差价合同）保障全额按标杆上网电价收购；市场交易电量部分，由可再生能源发电企业通过参与市场竞争方式获得发电合同，电网企业按照优先调度原则执行发电合同。
保障性收购电量如何确定？
《办法》明确了政府、电网和发电企业之间的责任划分。
其中，在政府责任方面，国家能源局会同国家发改委经济运行局核定各类可再生能源并网发电项目保障性收购年利用小时数，并监管落实情况。保障性小时数的确定，不由各省政府或电网公司执行，而是由国家统一确定。
秦海岩认为，保障性收购电量确定的首要原则就是要保证可再生能源发电项目的合理收益。
“一个发电项目的收益，是由上网电价和上网电量所决定的，按价保量收购，才能确保投资收益。实际上，我国可再生能源分类电价就是根据各地区资源水平、投资成本、按照内部资本金收益率8%确定的。”秦海岩分析，保障性收购电量也应该按此方法予以确定。
例如，我国I类风资源区自2015年1月1日开始执行的风电上网标杆电价是0.49元/千瓦时，所依据的基本测算指标是资本金内部收益率为8%，再加上长期贷款利率4.9%，I类风区建设成本平均8100元/千瓦以及设备折旧等其他指标，则得出一个风电项目的年利用小时数至少要在2180小时才能保证8%的基本收益。
如果低于2180小时，资本金收益率就将低于8%，项目的投资收益就不能保证，因此，应该按2180小时来确定保障小时数，并乘以项目装机容量得出保障性收购电量。
“如果一个项目有能力达到2300小时的年利用小时数，那么超出2180保障范围的剩余120小时电量，就能够以较低的价格竞争取得售电合同，必要时可以用零电价甚至负电价参与市场交易，通过市场化的手段实现市场交易电量部分的优先上网。”秦海岩说。
发改委能源研究所研究员时?丽对21世纪经济报道记者分析，市场交易电量这部分是否能够实现优先上网，还有赖于电力市场交易的具体进展，目前电力市场交易刚刚起步，可能还存在一定的不确定性。
