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首先，15号令的《办法》是怎么来的？在2007年《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》的基础上调整、改进，不再由电网承担全部的收购责任，而是将责任分别交给电网企业、电力调度机构、电力交易机构等，要求可再生能源发电企业、售电企业和电力用户等电力市场相关成员分别参与。未来是否会出现电量未完成收购、但各方都认为自己没有责任的情况？当然有可能，这时候就要看电力监管机构（国家能源局及其派出机构）的裁决结果。
《办法》将可再生能源电量分为两部分，保障性收购电量和市场交易电量。很多人把这个表述和2016年印发的《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》联系起来，确实二者在分类上有相似性，但实际上，2016年印发的保障性收购年利用小时数，在各地实际执行的过程，非常不理想。特别是西北地区，一类资源区1500小时、二类资源区1300-1450小时，根本达不到，相信当地的朋友深有体会。更多的，还是要依靠新能源项目参与电力市场交易，这时候就会带来新的问题，是否必须参与交易？交易电价是多少？
从《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》看，文件明确提出“按照2030年新能源全面参与市场交易的时间节点，现货试点地区结合实际制定分步实施方案”。显然，包括存量分布式光伏电站在内，所有项目都需要分步参与电力市场交易。对于这一问题，山东航禹太阳能董事长丁文磊表示，存量电站参与电力市场交易是必然趋势，有明确的比例和时间表。对于存量电站，可能影响其收益；特别是对于尚未收回初始投资的项目，由于电价降低，回收周期可能延长。
如果报价和用电方预期有偏差，没能完成交易，怎么办？这也是新能源投资企业容易面对的问题。虽然《办法》明确提出，对未达成市场交易的电量，在确保电网安全的前提下，电网企业、电力调度机构可按照相关规定，采用临时调度措施充分利用各级电网富余容量进行消纳。但电网富余容量有多少，怎么调度，大家都不清楚。而且，不要忘记，因市场报价原因等因素影响可再生能源电量收购的，对应电量不计入全额保障性收购范围。在此，我们也建议相关企业，合理开发、合理利用屋顶面积、选用合适功率的组件，尽量提高自用电比例，这是保障投资收益的重要途径。
