（一）全额保障性收购适用范围和收购条件

相较于原《监管办法》仅仅明确了可再生能源项目范围，《办法》第二条，明确了《办法》适用于风力发电、太阳能发电、生物质能发电、海洋能发电、地热能发电等非水可再生能源发电，水力发电参照执行，也就是说基本涵盖了所有可再生电力。同时《办法》第三条中也规定全额保障性收购的范围和条件，即指至少同时满足符合可再生能源开发利用规划、项目依法取得行政许可或者报送备案、符合并网技术等条件的可再生能源发电项目的上网电量。

（二）全额保障性收购主体和责任分工

《办法》第四条规定可再生能源发电项目的上网电量包括保障性收购电量和市场交易电量。保障性电量按消纳机制和比重目标由电力市场相关成员义务收购；市场交易电量由市场定价，售电企业和电力用户同担收购责任。这意味着，可再生能源电量全额收购责任主体由过去的电网企业一家，变为由电网企业、新能源投资企业、电力调度机构、电力交易机构、售电企业、电力用户等多元收购主体。

其中，为了稳步有序开展电量收购工作，电网企业、电力调度机构、电力交易机构等应按照国家相关政策要求，组织电力市场相关成员，按以下分工完成可再生能源电量全额保障性收购工作：

1. 电网企业应组织电力市场相关成员，确保可再生能源发电项目保障性收购电量的消纳；

2. 电力交易机构应组织电力市场相关成员，推动可再生能源发电项目参与市场交易；

3. 电力调度机构应落实可再生能源发电项目保障性电量收购政策要求，并保障已达成市场交易电量合同的执行。

4. 对未达成市场交易的电量，在确保电网安全的前提下，电网企业、电力调度机构可按照相关规定，采用临时调度措施充分利用各级电网富余容量进行消纳。

（三）未完成保障性收购的电力市场相关成员的处罚

《办法》的另一大突破在于明确了对未完成保障性收购的电力市场相关成员的处罚措施。根据《办法》规定，电网企业、电力调度机构、电力交易机构有下列行为之一，未按规定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，应承担赔偿责任，可处以可再生能源发电企业经济损失额一倍以下的罚款：

(一) 未按有关规定建设或者未及时完成建设可再生能源发电项目接入工程的；

(二) 拒绝或者阻碍与可再生能源发电企业签订购售电合同、并网调度协议和电力交易合同的；

(三) 未提供或者未及时提供可再生能源发电并网服务的；

(四) 未优先调度可再生能源发电的；

(五) 因电网企业、电力调度机构或者电力交易机构原因造成未能全额保障性收购可再生能源电量的其他情形。

（四）保障可再生能源发电优先消纳的保障措施

《办法》给可再生能源发电电量开启了“绿灯”，予以优先消纳，明确电力调度机构进行日计划安排和实时调度时，应按照国家有关规定和市场交易规则，保障可再生能源发电优先调度。电力调度机构应根据可再生能源发电机组特性，编制保障可再生能源发电优先调度的具体操作规程，将长期跟踪可再生能源消纳情况。

同时，省级及以上电网企业应于每月8日前按对应级别向国家发展改革委、国家能源局及其派出机构报送上一月度可再生能源发电相关信息：

(一) 上网电量、保障性收购电量、市场交易电量和临时调度电量等；

(二) 未收购电量及相关原因。

此外，电力调度机构和电力交易机构应于每月8日前向可再生能源发电企业披露上一月度可再生能源电量收购相关信息：

(一) 上网电量、电价，保障性收购、市场交易和临时调度的电量、电价；

(二) 未收购电量及相关原因。

（一）市场化压力下，售电价格将成为影响发电企业营收的主要因素。

《办法》明确了电网企业不再全额收购可再生能源电量，这就意味着新能源投资企业将面临更高的市场化售电压力。在电力市场化程度较高的背景下，市场价格将主导资源配置，新能源投资企业必须更加关注市场需求和价格波动，以制定合理的交易策略。

新能源投资企业，特别以风电和光伏发电俗称“靠天吃饭”，电价的不确定性将进一步提高，特别是在新能源集中发电时段，电价可能下降至零甚至负值。这种情况下，如果新能源投资商无法准确预测电价并制定相应的销售策略，可能会面临盈利困难，进而影响其投资意愿和方向。因此，新能源投资企业需要加强市场研究，提高对市场波动的响应能力。

（二）及时绑定周边产业，提高自身市场开拓能力。
 

电网企业不再全额收购富余电量，新能源投资企业需要寻找其他销售渠道。这可能包括与售电公司合作，通过销售给终端用户，或者利用储能设施进行电力存储，以利用峰谷电价差获得收益。这为新能源投资企业带来了新的商业模式和盈利点，但同时也要求企业具备更强的市场开拓能力和电力交易管理能力。对于风险承受能力低、市场能力弱、项目运作科学程度不高的企业将会慢慢被市场淘汰。

企业不仅要提高自身的发电效率和降低成本，还要加强对市场趋势的研究，制定灵活的定价和营销策略，以快速响应市场变化。此外，企业还需要建立有效的市场信息收集和分析系统，以便更好地把握市场交易机会。

未来西部新能源投资企业仍有较大发展空间，AI大模型热点下的“东数西算”工程，与该地区的高耗能企业绑定，可有效消纳大多数新能源电力。

2024年1月27日，国家发展改革委等有关部门联合发布《关于加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接大力促进非化石能源消费的通知》，文件明确将加快建立高耗能企业可再生能源强制消费机制。鼓励各地区实行新上项目可再生能源消费承诺制，加快建立高耗能企业可再生能源强制消费机制，合理提高消费比例要求。各地区要将可再生能源消纳责任分解到重点用能单位，探索实施重点用能单位化石能源消费预算管理，超出预算部分通过购买绿证绿电进行抵消。因此，建议新能源投资企业可以积极与此类高能耗企业进行合作，力保自身电力产量稳定消纳，将会对企业自身的发展和碳减排产生积极的效果。

（三）储能投资或将迎来大爆发。

《办法》出台某种意义上讲是为了解决新能源发电“消纳”困难的问题，新能源发电过程中“弃风”“弃光”等情况时有发生。新政实施以后新能源发电电量一部分将由市场来完成交易，这种情况下企业为了应对价格不确定性因素，防止企业本身出现亏损等问题，就需要调整发电、售电等策略来应对上述问题，如此以来储能就成为企业的应对策略之一，通过储存电量，当市场价格高的时候卖出将能实现更大的盈利，同时能提高新能源发电利用率。

（四）市场化条件下企业更需关注成本控制和价值创造。

《办法》规定可再生能源电量收购价格将部分由市场形成，这为新能源投资企业带来了更大的定价自主权。然而，这也意味着企业想更长久的发展和盈利，就需要更加关注成本控制和价值创造，以在市场竞争中脱颖而出。

企业可以通过经精细化运维管理来提高发电效率、降低运营成本等方式，提升自身的竞争力。这一措施也将促进技术进步和设施改造，使得市场环境不断优化和升级，更好的助力绿色低碳发展目标。

（五）监管及合规风险增加。

《办法》指出国家能源局及派出机构进行监督管理，同时规定对明令禁止的行为进行处罚。所以政策实施后，监管机构将加强对新能源投资企业的监管力度，违规成本将显著提高。企业必须建立严格的合规管理体系，确保在生产、交易、接网、运维等各个环节都符合政策规定。

自《办法》于2024年4月1日生效以来，已有4个月余。期间，我们与正在服务的新能源投资企业就《办法》对新能源投资企业实务操作带来的变化和调整，进行了大量的交流和调研，总体而言，对政策效果的评估仍然还需要一定的时间，同时我们发现目前各新能源投资企业对电力交易的重视程度日益增加，均在考虑培养和储备一批电力交易人才或者寻找可靠的合作团队以应对电力市场的发展和变化。总而言之，《办法》的生效和实施标志着我国政府已对可再生能源市场的规范提出了更高的要求。这不仅为新能源投资企业提供了更明确的运营框架，也为投资者提出了更多的挑战和要求。企业应积极适应这些变化，优化管理策略，加强技术创新，以抓住政策带来的机遇，促进企业的持续发展和行业的健康进步。同时，我们也建议监管部门应继续完善与《办法》相关的政策落地，确保《办法》在执行过程中的透明度和公平性，为可再生能源的长远发展创造一个良好的市场环境。通过各方共同努力，我们期待早日实现一个更绿色的未来。