5月31日，国家发改委、能源局印发了《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》（以下简称《通知》）。核定并公布了弃风弃光地区风电、光伏发电保障性收购年利用小时数及相关结算、监管要求。

　　《通知》是落实今年3月24日印发的《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》(以下简称《办法》)的核心措施。明确了风电四类资源区、光伏两类资源区最低保障收购年利用小时数，中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩表示，这"基本保证了风电、光伏发电项目的合理收益"。

　　但是有专家也同时表示，《通知》从政策的角度对电力消纳提供了保障，但具体落实情况还需进一步观察，部分省份仍然可能因为季节性因素影响可再生能源利用。此外解决限电问题之后，仍然有补贴延迟的问题影响电站收益，进而影响投资积极性。

　　近年来，各地弃风、弃光、限电问题已成为了风电、光伏等可再生能源产业发展的瓶颈之一。

　　在中国光伏行业协会最新发布的《2015年-2016年中国光伏产业年度报告》中记载，我国西北地区出现了较为严重的弃光问题。2015年，西北地区"弃光率"达到了17.08%。其中，甘肃弃光问题突出，全年平均利用小时数为1061小时，累计弃光电量26.19亿千瓦时，约占全部弃光电量的56%，"弃光率"达到30.7%；其次为新疆，全年平均利用小时数为1042小时，累计弃光电量15.08亿千瓦时，约占全部弃光电量的32%，"弃光率"达到26%。

　　在此基础上，《通知》要求，各省（区、市）主管部门和电网调度机构应严格落实《关于有序放开发用电计划的实施意见》中关于优先发电顺序的要求，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，妥善处理好可再生能源保障性收购、调峰机组优先发电和辅助服务市场之间的关系，并与电力交易方案做好衔接。

　　同时，《通知》还要求，保障性收购电量应由电网企业按标杆上网电价和最低保障收购年利用小时数全额结算，超出最低保障收购年利用小时数的部分应通过市场交易方式消纳，由风电、光伏发电企业与售电企业或电力用户通过市场化的方式进行交易，并按新能源标杆上网电价与当地煤电标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘）的差额享受可再生能源补贴。

　　国家在此前颁布的《办法》中曾说明，该保障性利用小时数是针对"大型地面电站"，分布式光伏、风电不参与竞争性售电，要全额保障性收购。

　　可再生能源项目的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，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；如果达不到保障小时数，电网要对可再生能源并网发电项目补偿费用。

　　而实际上，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。因此，核定保障性收购电量时，按8%的内部收益率倒推回去，再参考单位千瓦造价水平、固定电价水平等相关参数即可确定。依据上述原则，《通知》中对弃光限电地区，光伏发电项目保障性收购利用小时数则在1300-1500小时之间。

　　"这项制度没出台之前，大家看到新能源行业发展快速，投资实际上是冲着产业去的。资本进入之后，最终项目的收益要通过发电收回，但投资者会发现电站开始运行后限电非常严重。"业内人士对记者表示。由于光伏行业民营资本占比较高，抗风险能力不如国有能源投资集团，"如果现金流出现问题之后对企业影响是非常严重的。"韩东升表示，这次政策出台"实际上是让财务模型确定性增加，如果各地能按最低保障小时数把电量收走，对整体的投资收益率有保障的，对于投资者信心的恢复是非常大的利好。"

　　杨立友认为，"这项政策旨在短时间内缓解西北地区较为严重的弃光限电问题，支持新能源企业投资，但从全国范围可再生能源的长期发展来看，仍然应该从西北地区热火朝天的大型地面电站投资建设，向中东部人口密集且用电需求量大的地区发展分布式应用转变。"

　　在某业内人士看来，新能源发展有两个因素很重要，"一个是保障收购电量，第二是补贴及时发放。如果都能解决的话这个行业会发展得很平稳很健康。"

　　业内人士提到，另一个解决弃光弃电的措施是从需求侧的用电企业出发。"年初政府曾出台配额制，要求电网、发电集团、用电单位包括地方政府有义务消纳一定比例的可再生能源，或者以减税等措施鼓励需求侧单位多用可再生能源，这也是有效解决弃光弃电的一种途径。"