國家能源局日前發布了《關于實行可再生能源電力配額制的通知》意見的函，通知中稱，售電企業和電力用戶協同承擔配額義務。承擔配額義務的市場主體第一類為各類直接向電力用戶供電的電網企業、獨立售電公司、擁有配電網運營權的售電公司(簡稱配售電公司);第二類為通過電力批發市場購電的電力用戶和擁有自備電廠的企業。第一類承擔與其年售電量相對應的配額，第二類承擔與其用電量相對應的配額。各配額義務主體的售電量和用電量中，公益性電量(含專用計量的供暖電量)免于配額考核。

做好配額實施與電力交易銜接。電力交易機構負責組織開展可再生能源電力相關交易，指導參與電力交易的承擔配額義務的市場主體優先完成可再生能源電力配額相應電力交易。在中長期電力交易合同審核、電力交易信息公布等環節對承擔配額義務的市場主體給予提醒。承擔配額義務的市場主體參與電力市場交易時，應向電力交易機構作出履行可再生能源電力配額義務的承諾。

自2019年1月1日起正式進行配額考核。

詳情如下：

國家能源局綜合司征求《關于實行可再生能源電力配額制的通知》意見的函

各省、自治區、直轄市、新疆生產建設兵團發展改革委(能源局)、國家能源局各派出監管機構，國家電網公司、南方電網公司、內蒙古電力公司：

2018年3月、2018年9月，我們分別以國家能源局綜合司、國家發展改革委辦公廳名義向有關方面發函征求了《可再生能源電力配額及考核辦法》的意見。在研究論證各方面意見基礎上，我們對《可再生能源電力配額及考核辦法》進行了修改，在保持配額機制和政策基本一致的前提下，形成了《關于實行可再生能源電力配額制的通知》(征求意見稿)，現再次征求有關方面意見。請有關單位于2018年11月21日(周三)17:00前將意見以書面形式反饋我局(新能源司)，逾期視為無不同意見。

聯系人：國家能源局新能源司 李鵬

聯系電話：010-68555892 傳真：010-68555045

附件：國家發展改革委 國家能源局關于實行可再生能源電力配額制的通知(征求意見稿)

國家能源局綜合司

2018年11月13日

國家發展改革委 國家能源局關于實行可再生能源電力配額制的通知

(征求意見稿)

各省、自治區、直轄市、新疆生產建設兵團發展改革委(能源局)、經信委(工信委、工信廳)，國家能源局各派出監管機構，有關中央企業，各有關單位：

為深入貫徹習近平總書記關于推進能源生產和消費革命戰略的重要論述，加快構建清潔低碳、安全高效的能源體系，促進可再生能源開發利用，依據《中華人民共和國可再生能源法》《關于加快培育和發展戰略性新興產業的決定》《能源發展戰略行動計劃(2014-2020年)》，決定實行可再生能源電力配額制。現將有關事項和政策措施通知如下。

一、對電力消費設定可再生能源配額。可再生能源電力配額是按省級行政區域對電力消費規定應達到的可再生能源比重指標，包括可再生能源電力總量配額(簡稱“總量配額”)和非水電可再生能源電力配額(簡稱“非水電配額”)。滿足總量配額的可再生能源電力包括全部可再生能源發電種類;滿足非水電配額的可再生能源電力包括除水電以外的其他可再生能源發電種類。對各省級行政區域規定的應達到的最低可再生能源比重指標為約束性指標，按超過約束性指標10%確定激勵性指標。

二、按省級行政區域確定配額指標。各省級能源主管部門會同電力運行管理部門在國家電網公司、南方電網公司所屬省級電力公司和省屬地方電網企業技術支持下，測算并提出本省級行政區域當年可再生能源電力配額指標建議，于每年1月底前報送國務院能源主管部門。國務院能源主管部門組織第三方機構對各省級行政區域年度可再生能源電力配額指標進行評估，在此基礎上將擬確定的兩類配額指標征求各省級能源主管部門以及國家電網公司、南方電網公司的意見，綜合論證后于每年3月底前向各省級行政區域下達當年可再生能源電力配額指標。

三、各省級人民政府承擔配額落實責任。各省級能源主管部門會同電力運行管理部門按年度組織制定本省級行政區域可再生能源電力配額實施方案(簡稱“配額實施方案”)，報省級人民政府批準后實施。配額實施方案主要應包括：年度配額指標及配額分配、配額實施工作機制、配額履約方式、對配額義務主體的考核方式等。各省級行政區域配額實施方案對承擔配額義務主體設定的配額指標可以高于國務院能源主管部門向各本區域下達的可再生能源電力配額約束性指標。

四、售電企業和電力用戶協同承擔配額義務。承擔配額義務的市場主體第一類為各類直接向電力用戶供電的電網企業、獨立售電公司、擁有配電網運營權的售電公司(簡稱配售電公司);第二類為通過電力批發市場購電的電力用戶和擁有自備電廠的企業。第一類承擔與其年售電量相對應的配額，第二類承擔與其用電量相對應的配額。各配額義務主體的售電量和用電量中，公益性電量(含專用計量的供暖電量)免于配額考核。

五、電網企業承擔經營區配額實施責任。國家電網公司、南方電網公司指導所屬省級電力公司依據有關省級人民政府批準的配額實施方案，負責組織經營區內各承擔配額義務的市場主體履行可再生能源電力配額義務。有關省級能源主管部門會同電力運行管理部門督促省屬地方電網企業以及未與公用電網聯網的擁有自備電廠的企業履行可再生能源電力配額義務。各承擔配額義務的市場主體及電力用戶均須完成所在區域電網企業分配的可再生能源消納電量，并在電網企業統一組織下共同完成本經營區的配額。電網企業及電力交易機構優先為電網企業之外市場主體完成其配額提供便利，在電網企業經營區完成整體配額且已完成全部應消納可再生能源電量前提下，電網企業自身承擔的配額在考核時可相應核減。

六、做好配額實施與電力交易銜接。電力交易機構負責組織開展可再生能源電力相關交易，指導參與電力交易的承擔配額義務的市場主體優先完成可再生能源電力配額相應電力交易。在中長期電力交易合同審核、電力交易信息公布等環節對承擔配額義務的市場主體給予提醒。承擔配額義務的市場主體參與電力市場交易時，應向電力交易機構作出履行可再生能源電力配額義務的承諾。

七、配額義務的核算方式。各承擔配額義務的市場主體以實際消納可再生能源電量為主要方式完成配額，同時可通過以下補充(替代)方式完成配額。

一)向超額完成年度配額的市場主體購買其超額消納的可再生能源電量實現，雙方自主確定轉讓價格。

二)自愿認購可再生能源電力綠色證書(簡稱“綠證”)，綠證對應的可再生能源電量等量記為配額完成量。

八、配額監測核算和交易。國家可再生能源信息管理中心會同各電力交易機構負責承擔配額義務市場主體的配額賬戶設立，配額完成量核算及轉讓、配額完成統計及信息發布等工作。北京電力交易中心、廣州電力交易中心對配額完成量轉讓進行業務指導。各省級行政區域內的配額完成量轉讓原則上由省級電力交易中心組織，跨省級行政區域的配額完成量轉讓在北京電力交易中心和廣州電力交易中心組織下進行。國家可再生能源信息管理中心與國家電網公司、南方電網公司等電網企業及各電力交易中心聯合建立可再生能源電力消納、配額監測核算技術體系并實現信息共享。

九、做好配額相關信息報送。國家電網公司、南方電網公司所屬省級電力公司和省屬地方電網企業向省級能源主管部門、電力運行管理部門和所在地區國務院能源主管部門派出監管機構報送上年度本經營區及各配額義務市場主體可再生能源電力配額完成情況的監測、統計信息。各省級能源主管部門向國務院能源主管部門報送各省級行政區域配額完成情況報告。

十、省級主管部門負責對承擔配額義務的市場主體進行考核。省級能源主管部門會同電力運行管理部門對本省級行政區域承擔配額義務的市場主體的配額完成情況進行考核，按年度公布可再生能源電力配額考核報告。各省級能源主管部門會同電力運行管理部門負責督促未履行配額義務的電力市場主體限期整改，對未按期完成整改的市場主體依法依規予以處罰，將其列入不良信用記錄，予以聯合懲戒。

十一、國家按省級區域監測評價。國務院能源主管部門對各省級行政區域配額完成情況，以及國家電網公司、南方電網公司對所屬省級電網公司配額組織實施和管理工作進行監測評價。省級能源主管部門會同電力運行管理部門對省屬地方電網企業以及未通過省級電網公司售電的企業的配額實施進行督導考核。由于自然原因或重大事故導致可再生能源發電送出或受限，在配額考核時相應核減。

十二、超額完成配額不計入能耗考核。在確保完成全國能源消耗總量和強度“雙控”目標條件下，對于實際完成配額超過本區域激勵性配額指標的省級行政區域，超出激勵性配額指標部分的可再生能源消費量不納入該地區能耗“雙控”考核。對納入能耗考核的企業，超額完成省級配額實施方案對其確定的應完成配額的電量折算的能源消費量不計入其能耗考核。

十三、加強配額實施監管。國務院能源主管部門派出監管機構負責對各配額義務主體的配額完成情況進行監管，并向國務院能源主管部門報送各省級行政區域以及各電網企業經營區的配額總體完成情況專項監管報告。

2018年各地區配額完成情況不進行考核，隨本通知下達的2018年配額指標用于各地區自我核查，2020年配額指標用于指導各地區可再生能源發展。自2019年1月1日起正式進行配額考核，2019年度配額指標將于2019年第一季度另行發布。

附件：1. 可再生能源電力配額指標確定和配額完成量核算方法;

2.各省(區、市)可再生能源電力總量配額指標;

3.各省(區、市)非水電可再生能源電力配額指標。

附件1

可再生能源電力配額指標確定和配額完成量核算方法

(試行)

本方法作為配額制的配套文件同時發布，作為各省級區域配額指標測算、配額完成監測評價以及對各承擔配額義務的市場主體考核的基本方法。該辦法先作為試行版本執行，在配額制實施過程中不斷總結完善，視情況發布后續版本。

一、配額指標測算方法

一)基本原則

1. 規劃導向，分區設定。各省級行政區域配額指標依據國家能源發展戰略和可再生能源發展相關規劃、結合該地區實際用電增長情況、考慮各地區實際可消納本地和區外可再生能源電力的能力確定區域最低配額指標(約束性指標)，各地區均應逐年提升配額指標或至少不降低。

2. 強化消納，動態調整。各省級行政區域均把可再生能源電力消納作為重要工作目標，電力凈輸出地區應做到本地消納達到全國先進水平，電力凈輸入地區應做到本地充分消納和區外最大能力消納。根據各地區可再生能源重大項目和跨省跨區輸電通道建設進展，按年度動態調整各省級行政區域配額指標。

3. 區域統籌，分解責任。省級行政區域的整體配額完成為區域配額實施的總目標，有關能源主管部門和電力運行管理部門統籌協調制訂配額實施方案，同時向承擔配額義務的市場主體(包括電網公司在內)分配配額任務，督促其通過多種方式完成各自配額。

4.保障落實，鼓勵先進。對各省級行政區域確定應達到的全社會用電量中最低可再生能源比重，按約束性指標監測、評價和考核。按照約束性指標上浮10%作為激勵性指標，鼓勵具備條件的省份自行確定更高的可再生能源比重指標。對高于激勵性指標的地區，予以鼓勵。

二)配額消納量核算

可再生能源電力消納量，包括可再生能源電力消納總量和非水電可再生能源電力消納量。按下列方法核算：

1. 各省級行政區域內生產且消納的電量

1)接入公共電網且全部上網的電量，采用并網計量點的電量數據;

2)自發自用(全部或部分)可再生能源電量(含就地消納的合同能源服務和交易電量)，采用電網企業作為發放國家補貼資金依據計量的總發電量數據;

2. 區域外輸入的可再生能源電量

可再生能源發電企業與省級電網企業簽署明確的跨省跨區購電協議的，根據協議實際執行情況計入受端區域消納的區域外輸入可再生能源電量。其他情況按以下方法處理：

1)獨立“點對網”跨區輸入

可再生能源發電項目直接并入區域外受端電網，全部發電量計入受端地區消納量，采用并網計量點的電量數據。

2)匯合“點對網”跨區輸入

采取與火電或水電打捆以一組電源向區外輸電的，受端電網消納的可再生能源電量等于總受電量乘以外送電量中可再生能源電量比例。

外送電量中可再生能源電量比例=送端并網點計量的全部可再生能源上網電量/送端并網點計量的全部上網電量。

3)省際“網對網”跨區輸入

省間電網跨區輸入電量中可再生能源電量，通過電力交易方式進行的，根據電力交易機構的結算電量確定;無法明確的，按送端省級電網區域可再生能源消納電量占區域社會用電量比例，乘以總輸入電量認定。

4)跨省際“網對網”輸入

跨省際大區域未明確分電協議或省間協議約定可再生能源電量比例的跨省跨區通道，按該區域內各省級行政區域全社會用電量占本區域電網內全社會用電量的比重，計算各省級行政區域輸入的可再生能源電量。即：

3. 特殊區域

京津冀電網(北京、天津、冀北、河北南網)接入的集中式可再生能源發電項目和區外輸入的可再生能源電量，按統一均攤原則計入各地區消納量，各自區域內接入的分布式可再生能源發電量計入各自的消納量。

三)配額指標測算

全國平均水平。全國可再生能源消納平均水平是指全國全社會用電量中可再生能源占比，實際計算采用全國消納的全部可再生能源電量與全社會用電量的比值，如存在進出口可再生能源電量，按凈進出口量計入。平均水平指標計算公式如下：

2. 各省級行政區域配額指標計算公式如下：

測算可再生能源發電量時，上年度底前已投產裝機按照應達到的年利用數測算;當年新增裝機，除了有明確投產時間的水電站等大型工程，其他連續投入投運的可再生能源發電裝機，預計新增裝機作為一個整體按全年利用小時數的一半進行折算。

3. 配額指標確定流程

各省級能源主管部門會同電力運行管理部門在國家電網公司、南方電網公司所屬省級電力公司和省屬地方電網企業技術支持下，測算并提出本省級行政區域當年可再生能源電力配額約束性指標建議報告，于每年1月底前報送國務院能源主管部門。報告應包含分品種的可再生能源電源預測并網裝機容量、預測發電量、各跨省跨區通道計劃輸送可再生能源電量和比重、預測全社會用電量等數據。

國務院能源主管部門組織第三方機構對各省級行政區域年度可再生能源電力配額指標進行評估，在此基礎上將擬確定的兩類配額指標(約束性和激勵性)征求各省級能源主管部門以及國家電網公司、南方電網公司的意見，綜合論證后于每年3月底前向各省級行政區域下達當年可再生能源電力配額指標。

二、配額完成量核算方法

一)承擔配額義務的市場主體

承擔可再生能源電力配額義務的市場主體(含電網企業售電)的配額完成量包括：

1. 從區域內或區域外電網企業和發電企業(含個人投資者等分布式發電項目單位)購入的可再生能源電量，按扣除網損之后的售電側購入可再生能源電量計算。

1)對于電網企業按照可再生能源發電保障性收購要求統一收購的可再生能源電量，按照電網企業經營區內各市場主體非市場化實際用電量大小等比例、分時段原則進行分攤，計入市場主體可再生能源電力配額完成量。

2)對于通過電力市場化交易的可再生能源電量，全部計入購電市場主體的可再生能源電力配額完成量。

2. 自發自用的可再生能源電量。

電網企業經營區內市場主體自發自用的可再生能源電量由電網企業代為計量，全部計入自發自用市場主體的可再生能源電力配額完成量。

3. 從其他配額義務主體購買的配額完成量或購買綠證折算的配額完成量。

不計入售出的可再生能源電量、已轉讓的配額完成量和出售綠證對應的配額完成量。

二)各省級行政區域區域

參照一(二)“消納量核算”部分，與國家下達的省級行政區域配額指標相對照，各省級行政區域整體配額完成指標計算公式如下：

整體配額完成指標={區域內生產且消納的可再生能源電量+區域外輸入的可再生能源電量+市場主體配額完成量凈受讓量之和+綠證認購量之和-免于考核電量對應的可再生能源電量}÷{區域全社會用電量-免于考核電量}

其中，按照國家規定豁免配額考核的公益性電量(含專項計量供暖電量)在配額完成指標核算公式的分子和分母中均予以扣除，免于考核電量對應的可再生能源電量等于免于考核電量乘以區域配額指標。

注： 1、京津冀地區執行統一的配額指標;

2、內蒙古自治區可按蒙西、蒙東地區分開考核，具體分區域配額指標由內蒙古自治區能源主管部門確定;

3、2020年指標為指導性指標，根據可再生能源資源情況、跨省跨區通道輸送可再生能源情況進行動態調整。2020年指標測算時酒泉—湖南、扎魯特—山東、寧夏—山東、上海廟—山東、寧東—浙江特高壓輸電通道中可再生能源電量比例按不低于30%考慮;

4、有跨省跨區輸入可再生能源電力的受端地區，如實際運行時通道輸送可再生能源電量未達配額測算時的設定值，則在區域配額監測評價和市場主體配額完成考核時相應核減。

5、對可再生能源電力總量配額指標達到80%的省級行政區域，不進行約束性監測評價，對區域內市場主體是否進行總量配額考核，由有關省級能源主管部門按省級人民政府的意見自行決定。不進行配額考核的市場主體不參與配額完成量交易。西藏自治區不實行配額考核，除國家另有規定外，市場主體不參與配額完成量交易。

注： 1、京津冀地區執行統一的配額指標;

2、內蒙古自治區可按蒙西、蒙東地區分開考核，具體分區域配額指標由內蒙古自治區能源主管部門確定;

3、2020年指標為指導性指標，根據可再生能源資源情況、跨省跨區通道輸送可再生能源情況進行動態調整。2020年指標測算時酒泉—湖南、扎魯特—山東、寧夏—山東、上海廟—山東、寧東—浙江特高壓輸電通道中可再生能源電量比例按不低于30%考慮;

4、有跨省跨區輸入可再生能源電力的受端地區，如實際運行時通道輸送可再生能源電量未達配額測算時的設定值，則在區域配額監測評價和市場主體配額完成考核時相應核減。

5、西藏自治區不實行配額考核，除國家另有規定外，市場主體不參與配額完成量交易。