3月18日发改委发布了《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》(以下简称《办法》)，对新能源场站运营究竟有什么影响？本文梳理了和该政策相关的过往版本，并基于山西具体规则研究了相关影响。
(来源：兰木达电力现货，作者：洪玥)
一、政策背景
首先，上一版相关政策公布于2007年9月1日，相关文件名为《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》(国家电力监管委员会令第25号)，此次的发文主要是针对25号文的修订，其修改内容于2024年4月1日起执行。
和此次发布政策相关的历史文件，按时间顺序排列分别为：
电监会2007年25号文《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》，最早的全额收购监管办法
(1)发改能源2016年625号文《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》
(2)晋调水新字〔2022〕51号《山西电网新能源优先发电梯次管理办法》，为山西现货市场运行以后，明确限电规则的文件
(3)发改委2024年15号令《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》，该文件是本文解读重点
总体而言，自2006年《可再生能源法》实施以来，国家建立了全面的可再生能源支持体系，包括定价、税收和金融措施。2016年，国家发展改革委颁布《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》，明确了新能源优先消纳和保障性收购政策。2020年，财政部和其他部委发布了促进非水可再生能源发展的文件，确立了通过电价附加资金管理支持可再生能源的机制。这些政策加强了财政支持，推动了能源结构转型和技术进步，体现了对环境可持续性和能源安全的承诺。
此次文件作为25号文《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》的修订版本，主要修订内容为：
1、政策名称；
2、明确保障收购的范围，将可再生能源发电项目上网电量中的保障性收购电量、市场交易电量进行了明确区分和定义；
3、细化了电力市场相关成员责任分工，即从保障性收购、市场交易、临时调度三个方面细化了电网企业、电力调度机构、电力交易机构等市场主体，在全额保障性收购可再生能源电量方面的责任分工。
某种意义上该项文件是对新能源场站目前存在已久的“行业现状”的追认。具体而言，本次政策所强调的“市场交易电量”引发了相关主体对官方确认的实质上“既不保量又不保价”的担忧和广泛关注。
然而退一步反思，为什么会出现这一追认，之前作为为新能源发展保驾护航的“全额收购”的政策支持力度为什么逐渐缩减？究其原因，本身作为支持新能源发展的财政手段在达成其政策制定初衷的道路上，是否遇见了种种瓶颈和掣肘？随着电力市场的不断变革，又是否在这个过程中变成了限制新能源企业自由进行市场交易、使之承担大量机会成本的一把双刃剑呢？下文就这一问题，结合实际，尝试进行回答和分析。
二、签订政府的保障性电量能否带来收益？以山西省为例
在山西，保障性电量落实到具体交易里即是新能源场站年度所选择的基数，因为保障性收购价格(即该省煤电基数价格)固定，而现货市场价格波动剧烈，经过偏差结算后政府收购部分电量并不一定带来盈利；如2024年2月，上旬、下旬两次降雪和寒潮带来了现货市场价格的飙升，如果场站选择基数，则保障性电量价格锁定在332元/MWh的新能源企业必定承受较大亏损。所以，基数本质作为一种中长期交易品种，其收益风险是一个需要重点分析的因素。
本次《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》修订版的公布，进一步强调了市场交易电量和保障性收购电量的区分，值得新能源市场主体关注的便是现货价格波动带来的相对收益和机会成本问题。
以下以山西省为例，分析作为新能源企业在进行年度基数选择时的策略方案制定逻辑。
2.1、新能源基数选择策略
在继续展开前，首先回顾一下自电力现货市场结算(试)运行以来，山西省新能源侧基数选择规则的历史沿革。2022年7月前，山西省全部新能源项目均需参与基数分解；而2022年7月-2023年4月期间，各个新能源企业可以进行逐月选择是否参与；最后，2023年5月至今，规则变为了在每年的12月份一次性选择次年的哪些月份参与基数分解。更多关于保障电量的基本介绍内容可参看《保障电量是否保收益？山西省年度基数交易策略》这篇文章中的分析。
而回到基数本身，作为一种中长期交易，不同省份的分解方式不同，比如山西、湖北将其看作是现货日前电量进行分解
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