弃水、弃风、弃光现象时有发生，个别地区窝电和缺电并存、新能源的建设和消费不匹配、上网问题没有得到有效解决……这是“新电改”纲领性文件中，在电力行业“亟须通过改革解决的问题”中，国务院及相关部门指出的新能源行业面临的问题。
3月23日，国家发改委、国家能源局联合发布《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》(以下简称《意见》)，这是“新电改”的首个配套文件。
《意见》提出，各省应全额安排可再生能源发电、新增用电需求优先使用清洁能源、鼓励清洁能源与用户直接交易、跨省输送新能源由国家发改委协调等措施，并首次提出充分运用利益补偿机制为清洁能源开拓市场空间。
“电改有望彻底打开新能源的市场化大门，未来新能源的投资规模会加大。”北京慧能阳光电力科技有限公司创始人任凯在接受《中国经营报》记者采访时表示，这份文件鼓励提高新能源发电的消纳比例，可操作性强。另外，提出新能源并网消纳要依靠市场，也意味着新能源电力市场化会率先进行。
同时亦有研究人士指出，随着《意见》的率先公布，酝酿、修改了多年的“可再生能源发电配额制”有望随后公布。
旨在解决新能源消纳
《意见》提出促进清洁能源消纳、运用利益补偿机制为清洁能源开拓市场空间、通过移峰填谷为清洁能源多发满发创造有利条件三大项合计25条内容，其中，新能源的并网问题被放在了首要的位置。
“发出来的电都要送出去根本不可能。”中广核太阳能开发有限公司甘肃项目负责人曾在接受记者采访时表示，公司在敦煌的10兆瓦项目是中国首个光伏并网示范项目，当时按照国家发改委等部门的要求，也要承担起作为试点的责任。但随着敦煌的光伏项目越来越多，敦煌项目的上网电量只有一半，一半的电量被白白浪费掉。
这是中国西部“弃水、弃风、弃光”的缩影。
此前国家能源局公布的《可再生能源发电并网驻点甘肃监管报告》中的数据显示，2013年甘肃年弃风电量31.02 亿千瓦时，占全国弃风电量的19.11%，弃风率高达20.65%;2013年甘肃省弃光电量约为3.03 亿千瓦时，弃光率为13.78%。
“花了那么大的资金和经历，将一个光伏项目建设好，电发出来了却不能上网，投资人的利益也受到了很大的损害。”任凯表示，此前由于可再生能源的上网电价较高，电网对于可再生能源的上网积极性不高，本次电改的一大意义在于明确了电网的盈利模式只是“过网费”，电网从买卖电差到变为专注于输电，电网层面的利益问题随之得到解决。
在《意见》中，国家发改委提出了解决新能源并网的途径，要求各省应采取措施落实可再生能源发电全额保障性收购制度，在保障电网安全稳定的前提下，全额安排可再生能源发电。
另外，在编制年度发电计划时，优先预留水电、风电、光伏发电等清洁能源机组发电空间;鼓励清洁能源发电参与市场，对于已通过直接交易等市场化方式确定的电量，可从发电计划中扣除。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。
而特别是在京津冀、长三角、珠三角以及清洁能源比重较小的地区，在统筹平衡年度电力电量时，新增用电需求优先满足清洁能源消纳，明确接受外输电中清洁能源的比例并逐步提高，促进大气环境质量改善。
在任凯看来，随着中国可再生能源发电量、并网量的发展，也将对电价产生影响。长期以来，中国的电价倒挂问题一直比较严重，从使用量上看，居民用电属于“零售”，工商业用电属于“批发”，但是批发价比零售价高出1~2倍，这种情况是极其不正常的。工商业存在的高电价成本问题，实际上也是由居民“隐性”买单。主要原因在于，居民电价存在大量的交叉补贴问题，而且居民电价又随意调整。所以从后期的趋势来看，随着电改的推进，预计居民电价将升高，工业特别是商业的用电成本也有望降低。
此前，一位参与新电改方案讨论的人士也曾表示，新电改之后全社会平均电价或将呈现先降后升的趋势。
配额制即将出台
多位新能源行业人士告诉记者，本次《意见》的公布，也意味着备受业内关注的“可再生能源发电配额制”这一重大政策将很快正式出台。
可再生能源配额制，是政府用法律的形式对可再生能源发电的市场份额做出的强制性的规定。2014年8月，国家发改委能源研究所可再生能源发展中心主任任东明表示，发改委主任会议已经讨论通过了《可再生能源电力配额考核办法(试行)》，最后的修订工作已完成，随后，这一文件将通过发改委提交给国务院进行批准。
近期，一位接近能源局的人士向记者确认，可再生能源配额制已经获批，预计会在电改公布后，正式对外公布。
厦门大学能源经济协同创新中心主任林伯强告诉记者，配额制以行政手段，要求发电企业和地方政府的可再生能源发电量必须达到一定的比例，这能够促进各地发展可再生能源的积极性，也是解决新能源发电并网消纳最有效的办法之一。
中国的可再生能源配额制已经探索了多年。然而，这项涉及到全国各地之间的可再生能源的指标分配政策，却因为利益协调问题迟迟未能公布。
早在2007年，国务院提出可再生能源配额制思路，即对发电企业、电网企业、地方政府三大主体提出约束性的可再生能源电力配额要求。
2012年2月，国家能源局新能源司制订的《可再生能源电力配额管理办法(讨论稿)》明确，发电企业承担发展可再生能源义务、电网企业是保障性收购配额的义务主体、地方政府则承担消纳配额的义务。
时间过去了三年多，最终的定稿仍未能公布。
任东明此前在接受记者采访时认为，争议主要是地方政府和电网企业对自身的配额、惩罚措施、地区间的交易制度等问题。正因如此，可再生能源配额制的文件已经过了多次修改。
记者此前获得的资料显示，即将公布的可再生能源配额制考核办法，将各省市划分为华北、东北、华东、中南、西南、西北六个区域，明确了各省区市在2015年、2017年和2020年的可再生能源电力配额的基本指标和先进指标。其中，配额制的考核主要包括了风电、太阳能发电、生物质能发电三项。
同时，设定了基本指标和先进指标。在2015年的基本指标中，内蒙古、东三省、甘肃、宁夏、新疆的最多为10%，浙江、江西、重庆、四川、贵州这五省的配额指标最少，为2%;北京、天津、河北、山西、西藏、青海这几个省区市指标为7%，剩下的上海、江苏等十个省市指标为4%。
而且也将实行奖惩制度，没达到指标的地区会面临暂停或减少其新增石化发电项目等惩罚措施。而如果超标完成，会给予示范项目、财政支持、优先进行电网建设等支持。
“电改即配套文件实际上解决的是电力行业体制上的问题，要落实里面的文件仍需要各方的协调。配额制并不是解决消纳问题的最佳途径，而且其效果也有待观察。”中国可再生能源学会光伏专委会副主任、国家发改委能源所研究员王斯成在接受记者采访时认为，要从根本上解决消纳问题，仍需要加强统一规划、优先调度，而且要加快跨区的通道建设。
