中国经济导报记者|马芸菲

    就在公众都认为备受关注的电改“9号文”还需大量配套政策跟进时，配套政策真的来了：近日，国家发展改革委发布《关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》（下称《指导意见》），重申要落实“可再生能源发电全额保障性收购”，从电力电量平衡、利益补偿机制、需求侧管理三方面提出措施保障清洁能源发展。
    在中国西部，建一个光伏电站且并网通常需要2~3个月，并网后发电站做调试、电量满额使用的话，则通常需要半年甚至更久。如果不幸遭遇当地严重限电，那么企业将不知道何时会再接通电路，发电的收入自然也就拿不回来。“感觉这个《指导意见》操作性比较大，无疑符合市场预期，能够预留发电量给可再生能源，对相关企业来说太重要了。”晶科能源董事长李仙德告诉中国经济导报记者。

为可再生能源预留发电量

    一直以来，风电、光伏的弃风限电情况总是受到行业内外的“诟病”。尤其是风电行业，根据国家能源局发布的数据，2014年全国风电弃风电量162亿千瓦时，平均弃风率11%，虽然已经同比下降了6个百分点，但大量的清洁能源被浪费依然是许多企业和用户的难言之痛。
    受访专家表示，目前之所以清洁能源难以发出足额的电量，取决于几个方面：首先，电网与电站的建设规划并不一致。有的地区电站建设速度很快，但电网铺设速度慢，使得大家都去争抢变电站的资源且升压接入，其后果就是电网输送有瓶颈。
    其次，西部地区是我国主要的光伏电站项目建设区域，尤其以甘肃、新疆、青海为主，约占国内光伏电站60%以上。但西部用电不多，需长距离输送到中东部区域。
    “此次《指导意见》的出台主要是为了保障电力系统的运行平稳，解决弃电限电的问题，作为电改的配套文件是比较及时的。”中国可再生能源学会副理事长孟宪淦告诉中国经济导报记者。
    《指导意见》有针对性提出，“在保障电网安全稳定的前提下，全额安排可再生能源发电”。编制年度发电计划时，预留清洁能源机组发电空间。
    针对可再生能源发电增多之后，如何解决电力供应的不稳定和间歇性的问题。孟宪淦提出了“多能互补”的概念：当白天光照充足时安排光伏机组多发电，夜晚风力较强的时候安排风电机组多发，其余时间由火电负责调峰。“当然这种模式还需要电力系统在技术上的进一步优化。但是相信今后是可以做到的。”孟宪淦说。

利益补偿机制如何操作还需细化

    在调峰方面，《指导意见》要求，通过替代发电（发电权交易）、辅助服务等市场机制，实现不同类型电源的利益调节，鼓励通过市场化方式确定调峰承担方，鼓励清洁能源直接购买辅助服务。清洁能源消纳困难的地区，通过市场化的经济补偿机制激励煤电机组调峰。补偿所需费用由受益的可再生能源和煤电机组根据程度进行相应分摊，补偿与分摊费用应保持平衡。
    对于“多能”之间的利益补偿机制，我国之前已经做过尝试。2012年，蒙东地区已经开展风火发电交易试点，一般的方式是风电企业出钱购买火电发电计划指标，变相为火电调峰付费。
    国家发展改革委能源研究所可再生能源发展中心研究员时璟丽认为，这一政策表面上兼顾了风电、火电企业的利益，但从宏观上看将阻碍我国风电的持续发展。风火互补发电权交易实则是在我国的发电计划体制下，打着多消纳可再生能源的名目，把火电厂的部分发电权让给风电厂，风电则从发电所得的收益中拿出一部分来分给火电。但由于我国对风电实施了高于煤电的固定电价政策，风电实际上享受电价补贴，如果发电权转移，从资金流上看，就变成了国家在拿钱补贴火电，这与我国可再生能源政策是背离的。
    “如果利益补偿机制还停留在这样的阶段，那实际操作性就打折扣了。风电企业本来就因为弃风限电比较困难，再让它们补偿火电显然不现实。在这方面恐怕还需要细则说明怎么个补偿法。是否在这个基础上有创新？”孟宪淦说。

分布式电源将率先受益电改

    结合新电改“9号文”提出的放开售电端，培育市场化的售电主体，特别是“允许符合条件的高新产业园区或经济技术开发区，组建售电主体直接购电；允许拥有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易”。《指导意见》进一步提出，“应采取市场化方式，鼓励清洁能源优先与用户直接交易，充分挖掘本地区用电潜力，最大限度消纳清洁能源”。市场普遍预期，电网售电侧放开将激活万亿市场空间，而分布式电源有望率先分羹这一市场大蛋糕。
    目前，国内分布式电源领域势头最猛的当属分布式光伏，按照新电改进程中的政策要求，如果分布式光伏能借道直购电的“东风”，将有望进入快速发展通道。“未来，光伏企业可以通过分布式切入直购电，针对用户用电特征完成用电供需匹配，从单纯的电力供给向综合的电力服务转型。”李仙德告诉中国经济导报记者。