“弃风弃光”已成为业内对新能源产业最为诟病的“痛点”，也是制约我国新能源产业健康持续发展的最大障碍。解决这个问题，既不可能依靠电量收购企业“自觉”行为，更不可能依靠高尚理念来实现。运用制度手段解决管制问题，国家发改委《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》(发改能源[2016]1150号，下称1150号文件)给出了能源管理工作的范式转换。究竟“新政”如何变为“勤政”?今天，葛志坚律师为您说说风电光伏管制政策从“理想国”到“法律篇”的华丽转变。
一、从“全额收购”到“全额保障性收购”
早在2005年，《可再生能源法》第十四条就规定了：“电网企业……全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量，并为可再生能源发电提供上网服务。”“全额”二字给了人们以误解，以为应该是风电光伏只要发多少，电网就应该收购多少。实际上，受到电网网架结构(如“三北地区”大量风电光伏装机)、负荷消纳等因素影响，现阶段我国部分地区根本无法做到“全额”收购。后续有关能源主管部门系列管理、监管规定，均因无法落实到操作执行层面而不能产生应有效果。2009年《可再生能源法》修订后提出了“全额保障性收购”，但如何具体操作办法仍不明确。迄今为止，可再生能源配额制度、《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》提出的“可再生能源电力绿色证书”制度均没有落地。
正视现实，从实际出发制定“保障性收购”的具体范围及办法，是1150号文件给出的基本解决思路：“综合考虑电力系统消纳能力，按照各类标杆电价覆盖区域，参考准许成本加合理收益，现核定了部分存在弃风、弃光问题地区规划内的风电、光伏发电最低保障收购年利用小时数。”更为重要是的，1150号文件提出了对无法满足最低收购年利用小时数时的解决方法---即对“对于保障性收购电量范围内的限发电量要予以补偿”。
二、从“不参与市场竞价”到“两条腿走路”
2007年的《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》(原国家电监会25号令)第二十二条规定：“除大中型水力发电外，可再生能源发电机组不参与上网竞价。”此规定本意在于保护可再生能源机组避免遭受竞价带来的损失;然而，在存在“弃风弃光”的情况下，可再生能源机组只有参与市场才可能降低损失。
鉴于此，1150号文件把风电光伏收购电量分为两大部分：一是保障性收购电量，二是市场交易部分电量。为了防止某些地区利用“市场交易”之名变相压低风电光伏上网电价，1150号文件明确提出“严禁对保障范围内的电量采取由可再生能源发电项目向煤电等其他电源支付费用的方式来获取发电权，”并明确了“优先结算当月的可再生能源保障性收购电量，月度保障性收购电量结算完成后再结算市场交易部分电量，年终统一清算”的结算安排。这种安排既保证了风电光伏的“保底”性销售电量，又给了企业灵活自主权，允许企业用市场方式解决可能存在的“弃风弃光”问题，可谓真正有了“保障”。
三、从严格监管到卡住“源头”
风电光伏的消纳问题，从产业链角度属于电力工业末端下游问题。从历年来的管理方法和手段来看，把工作重点几乎都放在了事中、事后监督管理上。事实上，如果电力工业的源头—规划问题不能很好的解决，单纯靠事中、事后监管是难以发挥效果的。
例如，《可再生能源法》、《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》关于未能全额收购可再生能源的处罚规定早已有之，但据我们检索，有关政府部门自法律法规施行之后从未运用上述规定的处罚条款进行处罚过;以至于2015年12月16日，国家能源局官网发布《国家能源局派出机构权力和责任清单(试行)》时(其中包含对“未全额收购可再生能源”行为的行政处罚规定)，有媒体曾误认为是国家能源局发布了“处罚”新规，并据此误读为要对电网企业“动刀子”了。
解决事后监管难以凑效的问题，要从能源规划的“源头”入手。1150号文件规定：“除资源条件影响外，未达到最低保障收购年利用小时数要求的省(区、市)，不得再新开工建设风电、光伏电站项目(含已纳入规划或完成核准的项目)。”此规定是对风电光伏国家“规模指导”规则的补充(法律后果)，有效弥补了“超出规模指导”建设以及“规模指导”本身不尽科学的问题。
对于解决风电光伏保障性收购问题，共七点意见的1150号文件仍显“意犹未尽”，但上述一些“接地气”的规定，折射了主管部门管理范式“法律型”和“制度型”的转向。随着这些“新政”的实施，主管部门总结实施经验，适时上升为法律，用法律化、制度化的手段解决可再生能源消纳的深层次矛盾，是保证“新政”变为“勤政”的“不二法门”。
