可再生能源电力配额制二次征求意见：电网企业负责组织经营区内各配额义务主体履行可再生能源电力配额义务

2018年3月23日国家能源局曾经发布《可再生能源电力配额及考核办法(征求意见稿)》，可再生能源配额制历时多年尘埃落定。

9月17日，国家能源局新一轮可再生能源配额制征求意见稿已印制，正式下发给行业协会及相关企业，将进一步促进可再生能源利用消纳，利好光伏、风电等发展。

一、配额主体

新一版征求意见稿指出：可再生能源电力配额义务主体包括6种类型：

第一类：国家电网公司、南方电网公司所属省级电力公司，依其售电功能承担与售电量相对应的配额;

第二类：各省级及以下地方人民政府所属地方电网企业，依其售电功能承担与售电量相对应的配额;

第三类：拥有配电网运营权的售电公司(简称配售电公司，含 社会资本投资增量配电网运营企业)，承担与售电量相对应的配额;

第四类：独立售电公司(不拥有配电网运营权，不承担保底供 电服务);

第五类：参与电力直接交易的电力用户;

第六类：拥有自备电厂的企业(全部用电量由自发自用可再生 能源发电满足的无需承担配额义务)。

二、配额

第一类至第四类配额义务主体应完成的配额为售电量乘以所在省级行政区域配额指标;

用户配额：全部购入电量和自发自用电量(如有)之和乘以所在省级行政区域配额指标;

第六类配额义务主体应完成的配额为其自用发电量与通过公用电网净购入电量之和乘以所在省级行政区域配额指标。

各配额义务主体售电量和用电量中，农业用电和电网企业专用计量的供暖电量免于配额考核。

文件全文：

国家发展改革委办公厅关于征求《可再生能源电力配额及考核办法》意见的函

发改办能源〔2018〕1109 号

第一章 总则

第一条 以习·近·平新时代中国特色社会主义思想为指引，为推动能源生产和消费革命，促进生态文明建设，推进可再生能源优先利用，依据《中华人民共和国可再生能源法》《关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定》《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》，制定本办法。

第二条 可再生能源电力配额是指国家根据全国可再生能源开发利用中长期总量目标、能源发展战略及规划，对各省级行政区域内的电力消费规定最低可再生能源比重指标，包括可再生能源电力总量配额(简称“总量配额”)和非水电可再生能源电力配额(简称“非水电配额”)。

第三条 各类从事售电业务的企业及所有电力消费者共同履行可再生能源电力配额义务。各类售电公司(含电网企业售电部分，以下同)、参与电力直接交易的电力用户和拥有自备电厂的企业接受配额考核。通过对各配额义务主体核算可再生能源电力绿色证书(简称“绿证”)数量考核其配额完成情况。

第四条 国务院能源主管部门按年度制定各省级行政区域可再生能源电力配额指标，对各省级行政区域的配额整体完成情况进行监测评价。各省级能源主管部门对本省级行政区域内各配额义务主体进行考核。

第五条 各省级人民政府承担本行政区域可再生能源电力配额实施的落实责任并制定相应的支持政策和保障措施。各省级能源主管部门会同电力运行管理部门在电网企业和省级电力交易机构的技术支持下，制定本省级行政区域可再生能源电力配额实施方案(简称“配额实施方案”)，报省级人民政府批准后实施。

第六条 国家电网公司、南方电网公司组织所属省级电力公司依据有关省级人民政府批准的配额实施方案，负责组织经营区内各配额义务主体履行可再生能源电力配额义务。有关省级能源主管部门会同电力运行管理部门督促省属地方电网企业负责组织经营区内各配额义务主体履行可再生能源电力配额义务。

第七条 国务院能源主管部门派出监管机构按省级行政区域对电网企业经营区配额组织实施和配额义务主体履行配额义务的工作进行监管。

第二章 配额制定

第八条 各省级能源主管部门会同电力运行管理部门在国家电网公司、南方电网公司所属省级电力公司和省属地方电网企业技术支持下，测算并提出本省级行政区域当年可再生能源电力配额指标建议，于每年1月底前报送国务院能源主管部门。

国务院能源主管部门组织第三方机构对各省级行政区域年度可再生能源电力配额指标进行评估，在此基础上将拟确定的配额指标征求各省级能源主管部门以及国家电网公司、南方电网公司的意见，综合论证后于每年3月底前向各省级行政区域下达当年可再生能源电力配额指标。

第九条 可再生能源电力配额义务主体包括以下类型：

第一类：国家电网公司、南方电网公司所属省级电力公司，依其售电功能承担与售电量相对应的配额;

第二类：各省级及以下地方人民政府所属地方电网企业，依其售电功能承担与售电量相对应的配额;

第三类：拥有配电网运营权的售电公司(简称配售电公司，含社会资本投资增量配电网运营企业)，承担与售电量相对应的配额;

第四类：独立售电公司(不拥有配电网运营权，不承担保底供电服务);

第五类：参与电力直接交易的电力用户;

第六类：拥有自备电厂的企业(全部用电量由自发自用可再生能源发电满足的无需承担配额义务)。

第三类至第六类为独立考核的配额义务主体。

第十条 第九条第一类至第四类配额义务主体应完成的配额为售电量乘以所在省级行政区域配额指标;第五类配额义务主体应完成的配额为其全部购入电量和自发自用电量(如有)之和乘以所在省级行政区域配额指标;第六类配额义务主体应完成的配额为其自用发电量与通过公用电网净购入电量之和乘以所在省级行政区域配额指标。

各配额义务主体售电量和用电量中，农业用电和电网企业专用计量的供暖电量免于配额考核。

第十一条 满足总量配额的可再生能源电力包括水电、风电、光伏发电、太阳能热发电、生物质发电、地热发电、海洋能发电。

满足非水电配额的可再生能源电力包括风电、光伏发电、太阳能热发电、生物质发电、地热发电、海洋能发电。

第十二条 按省级行政区域、电网企业经营区、独立核算配额义务主体，分别按照下列原则核算计入配额的可再生能源电力消纳量(对水电和非水电可再生能源电量分别计量核算)。

(一)计入各省级行政区域配额核算的可再生能源电力消纳量包括：本区域生产且消纳的全部可再生能源电量和区外输入的可再生能源电量;不计入向区域外送出的可再生能源电量。

(二)计入各电网经营企业经营区配额核算的可再生能源电力消纳量包括：电网企业从区域内或区域外电网企业和发电企业(含个人投资者等分布式发电项目单位，以下同)购入的可再生能源电量;经营区内电力用户等自发自用的可再生能源电量;不计入向经营区外售出的可再生能源电量。

(三)计入独立考核配额义务主体配额核算的可再生能源电力消纳量包括：从电网企业购入的可再生能源电量、通过电力直接交易购入的可再生能源电量、自发自用的可再生能源电量;不计入售出的可再生能源电量。

第三章 配额实施

第十三条 各省级能源主管部门制定本行政区域的能源及电力规划时，应将电力消费中可再生能源比重作为约束性指标，并在电力改革中建立支持可再生能源电力优先利用的制度，按照可再生能源优先发展和充分利用的原则开展电力建设和运行管理。

第十四条 各省级能源主管部门会同电力运行管理部门、价格主管部门和国务院能源主管部门派出监管机构等，按年度制定本行政区域配额实施方案。配额实施方案内容主要应包括：年度配额指标及配额分配、年度可再生能源发电量和消纳能力预测、电网企业经营区配额实施工作机制、保障性收购电量消纳分摊机制、绿证交易组织方式、配额补偿金标准、配额监测考核方式及奖罚措施等。配额实施方案经省级人民政府批准后执行，并由省级能源主管部门向国务院能源主管部门报送备案，同时向社会公布。

第十五条 国家电网公司、南方电网公司所属省级电力公司和省属地方电网企业以及其他配售电公司，依据所在省级人民政府批准的配额实施方案，会同电力交易机构组织遂营区内各配额义务主体履行配额义务。各配额义务主体及电力用户均应在电网企业统一组织下共同完成本经营区的配额。

未与公用电网联网的拥有自备电厂的企业和独立经营电网企业须根据本省级行政区域配额实施方案，按照不低于与公用电网联网配额义务主体的标准，完成所承担的可再生能源电力配额。

第十六条 各省级能源主管部门会同电力运行管理部门提出本省级行政区域内拥有自备电厂的企业应承担的可再生能源电力配额指标并督促其完成。

与公用电网联网的拥有自备电厂的企业须接受电力调度机构的统一调度，承担可再生能源电力消纳任务，鼓励拥有自备电厂的企业建设自发自用可再生能源发电设施。在自发自用和完成电网企业分配的可再生能源电力消纳量基础上，如仍未完成其配额可通过开展可再生能源电力相关交易或绿证交易等方式完成。

未与公用电网联网的拥有自备电厂的企业通过建设自发自用可再生能源发电设施或绿证交易等方式完成配额。

第十七条 享受国家可再生能源发展基金补贴的非水电可再生能源发电项目，除国务院能源主管部门核定保障小时数地区超过保障小时数的集中式风电(不含海上风电)、光伏发电的可上网电量，其他非水电可再生能源发电全部可上网电量均为保障性收购电量。

电网企业和其他购电主体须按照国家核定的各类非水电可再生能源发电的标杆上网电价或竞争配置等方式确定的固定电价(不含补贴部分)收购保障性收购电量。

对水电根据国家确定的标杆上网电价(或核定的水电站上网电价)，兼顾资源条件和设计平均年利用小时数，通过落实长期购售电协议，优先安排发电计划和参与现货电力市场交易等方式，确定水电保障性收购电量。

各配额义务主体均须首先完成所在地区电网企业组织实施的保障性收购电量消纳。各配额义务主体自发自用或通过电力交易消纳符合保障性收购条件的可再生能源电量，视同完成电网企业组织实施的保障性收购电量消纳。

第十八条 电网企业根据经营区全年应完成的可再生能源电力消纳量，按照本区域配额实施方案，将可再生能源电力保障性收购电量向经营区内各配额义务主体进行分配。与公用电网联网的拥有自备电厂的企业和独立经菅电网企业须完成所在区域电网企业分配的可再生能源电力保障性收购电量。

第十九条 电力交易机构负责组织开展可再生能源电力相关交易，指导参与电力交易的承担配额义务的市场主体优先完成可再生能源电力配额相应电力交易。在中长期电力交易合同审核、电力交易信息公布等环节对承担配额义务的市场主体给予提醒。承担配额义务的主体参与电力市场交易时，应向电力交易机构作出履行可再生能源电力配额义务的承诺。

第四章绿证交易

第二十条 绿证是可再生能源电力生产、消纳、交易以及配额监测、核算考核的计量单位，对各配额义务主体的配额完成情况考核以核算绿证的方式进行。国务院能源主管部门负责制定绿证核发、交易、核算考核的办法。

对水电电量核发可再生能源绿证，对非水电可再生能源电量核发非水电绿证。可再生能源绿证仅用于总量配额考核，非水电绿证用于非水电配额考核的同时用于总量配额考核。

绿证随可再生能源电力生产而产生，对每lMWh可再生能源电量核发1个绿证，绿证初始核发对象为可再生能源电力生产者，自发自用电量按照发电量核发。绿证有效期与年度配额考核期限相对应，自对应电量生产之日起至当年配额考核结束之日前有效。

第二十一条 电力交易机构负责组织绿证交易，依托电力交易平台开展市场主体的账户设立、绿证颁发、交易组织、配额统计及信息发布等工作。北京电力交易中心、广州电力交易中心对绿证交易进行业务指导。国家可再生能源信息管理中心(以下简称“信息中心”)依托其建设管理的国家能源局可再生能源发电项目信息管理平台(以下简称“信息平台”)进行绿证颁发审核确认、账户及交易跟踪监测和配额核算各电网企业和电力交易机构的相关信息系统与信息平台实现信息共享。每月，各电力交易机构将账户注册、可再生能源上网电量、绿证颁发、配额义务主体配额完成及绿证交易情况等有关信息与信息平台进行同步;信息平台对相应电量审核确认后按照全国统一编码生成绿证，并将绿证编码词步到各电力交易机构。

第二十二条 电力交易机构负责组织所有履行配额义务主体和有关发电企业设立绿证账户，已经注册电力交易账户的主体可在此基础上增设。企业投资可再生能源发电项目均应在所在地区省级电力交易中心登记;个人投资分布式可再生能源发电项目，由所在地区电网企业负责代理登记，以县(市)级区域为单元实行集体户头管理;各类电网企业、拥有自备电厂的企业均应在电力交易机构登记，并按照国家有关规定及时填报可再生能源发电等信息。信息中心对账户设立情况进行全面监测。

第二十三条 根据可再生能源电力保障性收购并结合电力市场化交易，绿证权归属及其转移遵循以下原则：

(一) 按照不低于可再生能源发电标杆上网电价或竞争配置等方式确定的固定电价收购电量(不含补贴部分)，对应绿证随电力交易转移给电网企业或其他购电主体;

(二) 跨省跨区可再生能源电力交易按包含绿证价格的方式进行，对应绿证随电力交易转移给电网企业或其他购电主体;

(三) 可再生能源电力参与电力市场化交易的电量，应明确交易电价是否包含绿证价格在内，如不包含，则绿证不随电力交易转移。

第二十四条 各电力交易机构依托电力交易平台组织绿证交易，并按照绿证交易规则对参与交易主体进行管理。各省级行政区域内的绿证交易原则上由省级电力交易中心组织，跨省级行政区域的绿证交易在北京电力交易中心和广州电力交易中心组织。