2015年12月27日，国家发改委发出《关于降低燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格的通知》(下称《通知》)，自2016年1月1日起，将居民生活和农业生产以外其他用电征收的可再生能源电价附加征收标准提升至1.9分/千瓦时。次日，国家能源局起草的《可再生能源发电全额保障性收购管理办法(征求意见稿)》(下称《征求意见稿》)向全社会征求意见。
两个政策，前者意在解决补贴不足和拖欠问题，后者则瞄准弃风、弃光病症。都是可再生能源的利好。
中国风能协会秘书长、鉴衡认证中心主任秦海岩向记者表示，我国弃风、弃光的原因不在于技术瓶颈，而是电力市场新旧主体之间的优先级排序问题。以往出台的各项规定都已明确可再生能源发电的优先权，但缺乏可执行、可操作的具体办法。《征求意见稿》对责任及其主体进行了规范，明确了政府各个部门、电网企业、常规发电企业及可再生能源发电企业的权责划分，提出一套清晰的管理和运行机制，有望彻底解决困扰可再生能源产业持续发展的老大难问题。
但也有部分业内人士认为，此次《征求意见稿》的“全额保障性收购”与此前期望存在一定差距。对于《通知》，也有人认为可再生能源电价附加征收标准上调额度较少，可能难以满足补贴发放需要。
上调不够？
《通知》规定，自2016年1月1日起，将居民生活和农业生产以外其他用电征收的可再生能源电价附加征收标准，由原来的1.5分/千瓦时提高到每千瓦时1.9分/千瓦时。但由于这是在2013年8月的基础上进行的上调，与业内此前评估2〜3分/千瓦时的需求目标还存在较大差距。
业界人士提供的一份研究资料显示，若以2015年12月22日国家发改委发布《关于完善陆上风电、光伏发电上网标杆电价政策的通知》中的全国陆上风力、光伏发电上网标杆电价表的价格为基准，即便在不限电的情况下，2016年需补贴996亿元，2020年则需1590亿元，且尚未考虑接网工程、生物质能、地热能等项目的补贴。
如果假设未来用电增速在3%左右，可再生能源附加为1.9分/千瓦时，2016年能够征收的补贴在953亿元左右，2020年能够征收补贴1070亿元左右，明显低于需求。不过，国家能源局的数据显示，2015年全社会用电量预计比2014年仅增长0.5%。
此外，《通知》使全国燃煤发电上网电价平均每千瓦时下调约3分钱(含税)，这一政策使得可再生能源标杆电价与脱硫煤电标杆电价的差值增加3分钱。
“低保”收购
比补贴拖欠更让业界担心的是弃风、弃光问题。秦海岩表示，弃风损失几乎抵消了2015年新增装机的发电量，风电产业一年的新增社会经济效益几乎全部被浪费。
为了解决弃风、弃光难题，早在2006年1月1日起施行的《可再生能源法》第十四条就明确规定了“全额收购可再生能源发电”。2009年，我国对该法进行了修订，对第十四条修订为“国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度。电网企业应当与依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，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”。但10年过去了，各地弃风、弃光现象有增无减，部分地区高达70%。
业内人士表示，《征求意见稿》的发布，进步意义值得肯定，但与业界期待尚存在一定差距。《征求意见稿》首次明确了可再生能源发电全额保障性收购的定义，将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。但“全额”指的仅是国家确定的保障性收购利用小时数，而并非所有电量。显然《征求意见稿》与2009年《可再生能源法》修订一样，是一种妥协。
对于何为保障性电量，《征求意见稿》提出，国务院能源主管部门会同经济运行主管部门，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予以公布。这被认为是未来实施保障的关键，具有强制效力。
航禹太阳能科技有限公司执行董事丁文磊对记者表示，《征求意见稿》让供电公司从本辖区内，根据电力需求进行项目的审批，形成了国家能源局审批、供电公司根据当地用电情况进行接入的良性局面，这是一大进步。
换句话说，这是国家层面用“低保”方式来规避电网企业在保障范围内对可再生能源限电行为。
在全社会用电量增速迅速下降，可再生能源并网持续大幅增加，而新增并网送出通道和调峰电源建设不能及时跟上的情况下，消纳能力也是造成限电的关键因素。国家确定的保障性收购或将陷入两难境地：目标太高，电网安全及技术等原因可能导致全额保障性收购落空;目标太低，全额保障性收购失去意义。
