登录
 机构网站
  1. 首页
  2. 情报产品
  3. 快讯详情

《不得限制 可再生能源发电出力！《南方区域清洁能源消纳监管指引公开征求意见稿》发布》

  • 来源专题：能源情报网信息监测服务平台
  • 编译者： guokm
  • 发布时间：2022-06-28

  • 6月28日，南方能源监管局发布关于公开征求《南方区域清洁能源消纳监管指引（征求意见稿）》意见的通告。

    为建立健全南方区域清洁能源消纳监管长效机制，根据《可再生能源法》《电力监管条例》等法律法规和国家有关清洁能源消纳政策文件要求，结合南方区域实际，我局会同云南、贵州能源监管办组织编制了《南方区域清洁能源消纳监管指引（征求意见稿）》，现向社会公开征求意见。

    欢迎各有关单位和个人提出宝贵意见建议，并于 7 月 21 日前反馈至南方能源监管局市场监管处。

    本指引适用于南方区域可再生能源和 核电等清洁能源消纳监管。可再生能源主要包括太阳能、风能、 水能、生物质能、地热能和海洋能等。

    南方区域清洁能源消纳监管指引（征求意见稿）

    第一条 【目的依据】

    为建立健全南方区域清洁能源消纳监管机制，根据《可再生能源法》《电力监管条例》等法律法规和 国家有关清洁能源消纳政策文件要求，结合南方区域实际，制定 本指引。

    第二条 【适用范围】

    本指引适用于南方区域可再生能源和 核电等清洁能源消纳监管。可再生能源主要包括太阳能、风能、 水能、生物质能、地热能和海洋能等。

    第三条 【监管内容】

    清洁能源消纳监管主要包括对清洁能 源调度运行、可再生能源利用率和可再生能源电力消纳责任权重落实、可再生能源市场交易等情况的监管。

    第四条 【监管对象】

    清洁能源消纳监管对象为省（自治区） 电力交易机构、地市级及以上电力调度机构、各类清洁能源发电 企业和提供并网服务的电网企业。

    第五条 【监管职责】

    南方区域各能源监管机构依照本指引， 按照属地化原则开展清洁能源消纳监管。

    第六条 【运行方式监管】

    调度机构应按照国家有关规定、 节能调度原则和市场交易结果，充分利用现有输电通道，建立省 际调峰资源和备用共享机制，合理编制发电调度计划并组织实 施。除因不可抗力或者有危及电网安全稳定的情形外，不得限制 可再生能源发电出力。

    第七条 【研判机制】

    省级及以上电网企业应建立清洁能源 消纳季度分析研判机制，对其调度机构调管范围内清洁能源消纳 基本情况、存在的问题和下一季度消纳形势进行分析评估，对于 电源布局不合理，电网网架薄弱环节等问题提出意见建议，形成 报告并报送所在省（自治区）政府主管部门和能源监管机构。

    第八条 【监测预警监管】

    省级及以上调度机构应建立清洁 能源消纳监测预警机制。当预测月度及以内存在清洁能源消纳困 难时，应提前发布清洁能源弃电限发风险预警，告知清洁能源发 电企业参与系统调控的风险和要求，明确清洁能源调度运行控制 原则和安排。发电企业应加强功率预测系统建设和运行，提高功率预测准 确性和时效性。

    第九条 【公平调度】

    调度机构应公平调用同类型清洁能源。安排清洁能源参与调度调控时，公平对待同一受限区内并网接入 的清洁能源发电企业。

    第十条 【利用率统计监管】

    电网企业应按照《水能利用率计算导则》《光伏发电消纳监测统计管理办法》《风电场利用率计 算办法》等规定，规范开展清洁能源发电利用率和弃电限发电量 计算统计工作。

    发电企业应配合电网企业开展弃电限发的持续时间、估计电 量等数据统计工作。对发生严重弃电限发或厂网存在争议的情 形，调度机构应组织相关方开展现场核查。

    第十一条 【调度信息披露】

    电网企业应通过国家可再生能源信息管理平台和全国新能源电力消纳监测预警平台填报和披 露相关信息。中国南方电网电力调度控制中心应建立清洁能源消 纳信息披露制度和平台。

    省级及以上调度机构应每月在调度运行 信息披露平台上披露清洁能源发电运行信息，包括上网电量、弃 电限发的持续时间、估计电量、具体原因。

    省级及以上调度机构应同时在调度运行信息披露平台上披 露月度负荷预测情况和实际偏差，以及涉及清洁能源送电线路的 月度检修计划执行情况及延迟原因。

    第十二条 【输配电能力监管】

    电网企业应统筹考虑大规模、 高比例可再生能源接入后电网消纳能力问题，按年对区域内可再 生能源消纳能力进行评估，并完善电网规划建设方案，及时解决 送出受限问题。

    电网企业应加强输配电设备和技术支持系统维护，加强电力 可靠性管理，避免或减少因设备原因影响清洁能源消纳。因电网输配电能力不足造成清洁能源弃电限发的，电网企业 应制定改进措施，消除电网网架薄弱环节。

    第十三条 【可再生能源消纳责任权重落实情况监管】

    电力交易机构应规范开展承担消纳责任的市场主体的消纳量账户设立、消纳量核算及转让（或交易）、消纳量监测统计工作，指导 参与电力交易的承担消纳责任的市场主体优先完成可再生能源 电力消纳相应的电力交易。

    第十四条 【信息报送】

    电网企业应按月向能源监管机构报 送上一月度可再生能源未能全额上网的情况、原因、改进措施等 情况。每年 1 月底前向能源监管机构报上年度本经营区及各承担 消纳责任的市场主体可再生能源电力消纳量完成情况。

    对于未完 成消纳量权重目标的，应分析原因、提出改进措施并一并书面报 送。电力交易机构应按季向地方政府主管部门和能源监管机构 报送各消纳责任主体的消纳量完成、可再生能源相关交易过程等 情况。

    第十五条 【监管核查】

    对发生严重弃电限发或厂网存在争 议的情形，能源监管机构可组织第三方机构开展现场核查，核查 统计数据、电网运行数据等资料，对核查中发现的问题，责令相 关监管对象限期改正。

    第十六条 【监管措施】

    监管对象违反本指引有关规定的， 能源监管机构可对其采取监管约谈、责令整改、出具监管意见等 监管措施。对于监管对象违反《可再生能源法》、《电力监管条例》等法 律法规或者有关电力监管规章的，能源监管机构可按照相关规定 处理。

    第十七条 本指引由南方能源监管局会同云南、贵州能源监管办负责解释。

    第十八条 本指引自印发之日起试行，有效期 2 年

  • 原文来源：https://solar.in-en.com/html/solar-2405087.shtml
101浏览量
原文链接
相关报告

  • 《《北京市可再生能源利用条例》（草案征求意见稿）发布！》
    • 来源专题：能源情报网监测服务平台
    • 编译者：郭楷模
    • 发布时间：2024-08-07
    • 据悉，北京市发改委发布关于对《北京市可再生能源利用条例》(草案征求意见稿)公开征求意见的公告，根据意见稿显示，本市鼓励单位和个人建设分布式光伏发电项目，在具备条件的关停废弃矿区、垃圾填埋场和荒滩、荒坡等未利用地建设集中式光伏发电项目，在风能资源条件良好且具有一定开发利用效益的区域建设分散式风电项目。 为促进可再生能源高质量发展，推动本市能源绿色低碳转型，北京市发展和改革委员会会同相关部门起草了《北京市可再生能源利用条例》(草案征求意见稿)，现面向社会公开征求意见，欢迎社会各界提出宝贵意见建议。 公开征集意见时间为：2024年7月25日至2024年8月23日。 意见反馈渠道如下： 1.通过电子邮件将意见发送至：wangjy@fgw.beijing.gov.cn 2.通过信函方式将意见寄至：北京市通州区运河东大街55号院1号楼北京市发展和改革委员会能源处(请在信封上注明“意见征集”字样) 3.传真电话：010-55590849 4.联系电话：010-55590480 5.登录北京市人民政府网站(.cn)，在“政民互动”版块下的“政策性文件意见征集”专栏中提出意见。 6.登录北京市发展和改革委员会网站(https://fgw.beijing.gov.cn/)，在“政民互动”版块下的“调查征集”专栏中提出意见。 北京市发展和改革委员会 2024年7月25日 《北京市可再生能源利用条例》(草案征求意见稿) 第一章 总则 第一条【立法目的】 为促进可再生能源开发利用，优化能源结构，保障能源安全，保护生态环境，推动首都经济社会绿色低碳转型和可持续发展，根据《中华人民共和国可再生能源法》等有关法律、行政法规，结合本市实际，制定本条例。 第二条【适用范围】 本条例适用于本市行政区域内的可再生能源开发利用以及相关管理活动。 本条例所称可再生能源，是指自然界中可以循环再生、持续利用的太阳能、地热能、风能、水能、生物质能等非化石能源。 第三条【总体要求和工作原则】 本市落实碳达峰碳中和目标及能源安全发展战略，坚持统筹规划、因地制宜、科学开发、创新驱动、区域协同、合理利用的原则，完善可再生能源开发利用措施，优化可再生能源供应结构和消费结构，支持优先利用可再生能源，促进可再生能源与首都城市规划建设融合发展，推动可再生能源替代传统化石能源，构建清洁低碳、安全高效的新型能源体系。 鼓励单位和个人参与可再生能源的开发利用，依法保护可再生能源开发利用者的合法权益。 第四条【政府职责】 市、区人民政府应当加强对可再生能源开发利用工作的组织领导和统筹协调，将其纳入国民经济和社会发展规划及年度计划，及时研究解决工作中的重大问题。 第五条【部门职责】 市、区发展改革部门负责本行政区域内可再生能源开发利用的管理工作。 经济和信息化、规划和自然资源、生态环境、住房城乡建设、城市管理、农业农村、统计、气象等部门在各自职责范围内负责有关的可再生能源开发利用管理工作。 第六条【区域合作】 本市建立健全与河北省、天津市以及其他地区的协作机制，在可再生能源资源开发、科学技术研究、产业发展、市场交易等方面加强交流合作。 第二章 规划与建设 第七条【资源调查】 市发展改革部门应当会同规划和自然资源部门组织协调住房城乡建设、生态环境、城市管理、经济和信息化、园林绿化、气象等部门和区人民政府开展本市可再生能源资源调查。相关部门应当配合调查，提供所需资料与信息。 可再生能源资源调查结果应当公布;但是，国家和本市规定需要保密的内容除外。 第八条【目标引导】 本市建立健全可再生能源开发利用目标引导制度。 市人民政府应当按照国务院能源主管部门要求，根据国家可再生能源开发利用中长期总量目标及本市碳达峰碳中和目标任务，结合本市可再生能源资源调查结果和技术条件，确定本市可再生能源开发利用中长期目标。 市发展改革部门应当会同区人民政府制定各区可再生能源开发利用引导目标，并按照国家有关规定对目标完成情况进行评估、监测与考核。 第九条【规划编制】 市发展改革部门应当会同有关部门和区人民政府，按照国家可再生能源开发利用规划和本市可再生能源开发利用中长期目标、相关国土空间规划，编制本市可再生能源开发利用规划。经市人民政府批准后按照国家有关规定备案，并组织实施。 编制本市可再生能源开发利用规划，应当统筹可再生能源资源禀赋情况、供给能力、消费需求、开发利用经济性等因素，对可再生能源开发利用作出安排，科学确定可再生能源开发利用目标、主要任务、保障措施等内容。 第十条【规划衔接】发展改革部门应当会同规划和自然资源等部门将可再生能源开发利用目标要求纳入能源发展、供热建设发展等专项规划和其他国土空间规划。 国土空间规划编制部门在编制各级国土空间规划时，应当统筹考虑可再生能源开发利用规划目标和所在地区国土空间发展要求，保障绿色电力输送通道以及重大工程、重点区域可再生能源开发利用设施、储能设施等建设用地需求。 第十一条【项目前端管控】发展改革部门应当会同规划和自然资源、住房城乡建设、城市管理、气象等有关部门加强对可再生能源开发利用工作的指导，推动可再生能源资源调查结果应用于土地一级开发阶段的区域评估，支持区域内建设单位了解可再生能源开发利用条件;在建设项目前期工作阶段，指导建设单位合理安排建设规模、投资规模，编制可再生能源开发利用方案。 节能审查机关应当将可再生能源开发利用纳入节能审查内容。 第十二条【项目建设管控】 新建、改建、扩建建设项目，建设单位对可再生能源开发利用条件进行研究，具备可实施性的，应当依照有关法律法规和国家有关强制性标准，选择合适的可再生能源用于发电、供热、制冷等。 可再生能源开发利用设施，应当与建设项目主体工程同步设计、同步施工、同步验收。设计单位应当按照可再生能源开发利用的国家有关强制性标准进行设计。 政府有关部门应当按照国家和本市有关规定，对建设项目可再生能源开发利用情况进行监督检查，并对已建成的可再生能源系统运行效果进行监测、评估。项目建设主体应当做好相关设备设施的维护管理。 第三章 推广与应用 第十三条【本地发电】本市统筹可再生能源发电与城乡风貌管控、生态环境保护，分类制定并落实可再生能源发电支持措施。按照可再生能源开发利用规划及相关国土空间规划，鼓励单位和个人建设分布式光伏发电项目;在具备条件的关停废弃矿区、垃圾填埋场和荒滩、荒坡等未利用地建设集中式光伏发电项目;在风能资源条件良好且具有一定开发利用效益的区域建设分散式风电项目。 大型太阳能、风能等气候资源开发利用项目应当依法进行气候可行性论证。具体项目范围由市气象部门会同发展改革、规划和自然资源等部门确定并公布。 发展改革、水务、规划和自然资源等部门应当根据相关规划和水资源条件，按照国家有关规定有序推进抽水蓄能电站建设。 第十四条【外调绿色电力】 市、区人民政府加强与外埠的能源合作，支持可再生能源基地和绿色电力通道建设;通过政府间合作协议、政府授权合约、长期购电协议等方式拓宽绿色电力来源，稳定增加绿色电力供给;加强调峰电源建设，优化调度运行，增强绿色电力消纳能力。 鼓励和支持开展跨区域可再生能源发电项目合作和市场化绿色电力交易。 第十五条【新型电力系统建设】市城市管理部门应当会同发展改革、规划和自然资源等部门完善政策措施，支持电网企业加强电网建设，改善电网结构，发展分布式智能电网，完善电网运行管理，构建适应可再生能源发电占比逐步提升的新型电力系统，提高接纳、输送和消费可再生能源电力的能力。 第十六条【电力并网】 电网企业应当按照相关规划和规定，科学评估电力系统接纳可再生能源的能力，统筹建设或者改造可再生能源发电项目配套电网设施，并与可再生能源发电项目建设规模和进度相匹配。 电网企业、电力调度机构应当及时提供可用接入点、可接入容量和相关技术规范等信息，为可再生能源发电项目建设、并网接入和电力市场交易提供必要信息服务;按照国家可再生能源发电并网标准，及时提供可再生能源发电并网服务，不得擅自提高或者降低并网标准;优先调度可再生能源发电。 可再生能源发电企业应当配合电网企业保障电网安全。 第十七条【供热供冷】本市引导科学有序开发利用浅层、中深层地热能，在适宜发展区域推广再生水(污水)源热泵，充分挖掘利用余热资源，按照可再生能源供热优先原则，推动可再生能源与传统能源供热、供冷多元有序联动发展。 市城市管理部门应当会同发展改革、规划和自然资源等部门制定并落实可再生能源供热政策措施，支持建设综合能源供热系统和配套储热、储冷设施，鼓励和支持供热企业对既有供热系统进行可再生能源供热改造。 建设需要取水的地热能开发利用项目，应当遵守法律、法规以及国家、本市地下水管理有关规定。 第十八条【生物质利用】本市统筹生物质能开发利用与生态环境保护，支持生物质用于发电、供热、制氢项目，禁止建设排放不符合国家和本市标准的生物质能项目。 发展改革、生态环境、城市管理、规划和自然资源、农业农村、园林绿化等部门应当建立完善政策措施，合理布局、科学指导生物质能项目建设。 第十九条【氢能利用】 本市结合可再生能源开发利用，支持氢能关键核心技术研发、示范和应用，加强国际交流合作，推动氢能产业安全有序发展。 经济和信息化、城市管理、规划和自然资源、交通、发展改革等部门应当完善政策措施，科学布局和建设制氢、加氢基础设施，拓展氢能在交通、供热、发电等领域的应用。 第二十条【燃气热力并网】利用生物质资源生产的燃气、热力和氢，符合国家、本市相关安全质量标准要求以及燃气管网和热力管网入网技术标准的，经营燃气管网和热力管网的企业应当接受其入网。 经营热力管网的企业应当支持具备条件的区域和项目优先利用可再生能源，提高热力管网可再生能源供热比重。 第二十一条【综合应用】本市鼓励综合利用分布式可再生能源、新型储能、新能源汽车和可调节灵活负荷等，发展微电网、虚拟电厂等智慧能源项目。支持建设以可再生能源为主，多能互补、多能联供的综合能源项目。 发展改革、城市管理等部门应当统筹考虑各类新型储能技术成熟度、经济性、安全性等因素，稳妥推动新型储能设施建设。 第二十二条【重点领域】 市发展改革部门应当会同工业和信息化、住房城乡建设、城市管理、交通等部门推动工业、建筑、交通等重点行业可再生能源应用工作，明确重点行业可再生能源替代行动发展目标。 新建建筑工程，建设单位应当依照法律法规和本市有关规定开发利用可再生能源。鼓励和支持具备条件的既有建筑有序实施可再生能源应用改造。 鼓励和支持轨道交通、城市道路、停车及加油(气、电)站等交通基础设施实施可再生能源综合利用。 具备条件的新建产业园区，应当建设以可再生能源为主的综合能源系统，行业主管部门应当加强指导。鼓励和支持具备条件的既有产业园区实施太阳能、地热等可再生能源应用改造。 在城市更新及用能单位能源系统改造升级中，鼓励具备条件的建设项目，充分开发利用可再生能源。 第二十三条【农村可再生能源发展】 市、涉农区人民政府及其发展改革、城市管理、农业农村、园林绿化等有关部门应当加强农村地区可再生能源开发利用的指导，鼓励和支持农村集体经济组织及其成员因地制宜推进分布式光伏发电、地热及热泵供暖、分散式风力发电等可再生能源就地就近开发利用。支持设施农业优先应用可再生能源。 第二十四条【消纳责任】 本市建立并实施可再生能源电力消纳责任权重考核机制。 市发展改革部门应当根据国家有关规定，合理确定本市可再生能源电力消纳责任权重，将其分解到区人民政府及相关市场主体，并对可再生能源电力消纳责任落实情况进行监测、考核。可再生能源电力消纳责任权重完成情况纳入售电公司信用评价和重点用能单位节能目标评价考核范围。 相关供电企业、售电企业以及电力用户(含使用自备电厂供电的企业)等市场主体应当按照国家和本市有关规定，承担消纳可再生能源电力的责任。重点用能单位可再生能源电力消纳责任权重，按照高于全市电力用户平均水平确定。 市场主体可以通过自建可再生能源发电项目、购买绿色电力或者购买绿色电力证书等方式落实可再生能源电力消纳责任。 第二十五条【消费促进】 本市建立健全可再生能源消费促进机制，鼓励优先使用可再生能源，推动实现可再生能源在能源消费中的比重目标。 鼓励单位和个人优先消费可再生能源，参与绿色电力或者绿色电力证书交易。重点用能单位和重点碳排放单位应当按照国家和本市有关规定提升可再生能源消费水平。绿色发展示范区、低碳园区等重点区域应当开展可再生能源综合应用示范，提高可再生能源消费比重。公共机构和国有企业可再生能源消费在能源消费总量中的占比应当高于全市平均水平。鼓励单位制定并向社会公布本单位可再生能源消费目标和使用情况。 本市按照国家有关规定完善可再生能源消费统计核算方法，完善能源消费总量和强度双控制度，探索推动碳排放权交易市场与可再生能源消费联动。 市城市管理部门应当按照国家有关规定建立健全绿色电力交易机制，规范交易行为，完善交易服务措施，稳妥有序推进绿色电力交易，为各类市场主体购买绿色电力证书、使用绿色电力提供智能化、便利化服务。 可再生能源发电企业、电网企业和电力交易机构以及经营燃气管网、热力管网的企业，应当及时、准确向用能单位提供可再生能源消费凭证。 第四章 支持与保障 第二十六条【科技创新】 本市将可再生能源科学技术研究和成果转化工作列入北京国际科技创新中心建设规划，鼓励和支持开展新型电力系统、新型储能、太阳能、地热能、风能、氢能和燃料电池等领域基础性、关键性和前沿性重大技术、装备的研究、开发、示范和推广应用。 市科技、发展改革等部门应当支持企业与高等学校、科研机构合作，建设可再生能源领域的科技创新平台和公共服务平台，推动可再生能源领域重点实验室、工程研究中心等重大科技基础设施建设，加强技术联合攻关。 第二十七条【产业发展】 市有关部门应当按照国家可再生能源发展产业指导目录和本市产业促进政策，将可再生能源开发利用纳入本市高精尖产业发展规划，支持新材料、智能电网、氢能、新型储能、先进光伏等符合区域产业布局的可再生能源产业发展。 鼓励可再生能源高端制造业和咨询设计、研发试验、检测认证科技服务业以及综合能源服务业等新业态发展。 支持高等学校、科研机构、企业与天津市、河北省以及其他地区在可再生能源主要设备、关键部件研发和生产制造等领域开展产业合作。 第二十八条【标准引领】市发展改革部门应当组织开展可再生能源开发利用相关地方标准的制定和修订工作，完善标准体系。市场监督管理部门应当做好可再生能源领域地方标准立项、审查、批准、发布工作。 市政府有关部门在制定和修订工业、建筑、交通、电力、热力等领域相关标准时，应当结合实际提出促进可再生能源开发利用的要求。 鼓励企事业单位、行业协会加强国际标准研究，参与国际标准化活动;根据本市经济社会发展状况及可再生能源开发利用技术和产业发展情况，制定严于国家标准、行业标准的团体标准和企业标准。 第二十九条【优化审批】本市按照国家和本市有关规定推动可再生能源支持政策直达快享、精准推送，优化可再生能源开发利用项目的相关审批程序、简化申报材料，缩短审批时间。 对建设项目主体工程立项手续中已经明确可再生能源开发利用内容的，不再单独办理立项手续。 以可再生能源为主、多能互补的综合能源项目，可以作为整体统一办理批准、核准、备案手续。 第三十条【财政支持】 市、区人民政府及其有关部门应当根据可再生能源开发利用需要和财力状况，合理安排资金支持可再生能源科技研发和成果转化、开发利用示范工程建设、农业农村可再生能源利用等事项。 第三十一条【绿色金融】 本市按照国家有关规定鼓励金融机构发展绿色金融业务，对符合条件的可再生能源开发利用项目优先提供信贷、债券、保险、担保等绿色金融服务。 第三十二条【统计制度】 市统计部门应当会同发展改革等相关部门依法健全可再生能源统计制度，完善统计指标体系和统计方法。 相关单位应当根据可再生能源统计制度有关要求，真实、准确、完整、及时地报送可再生能源统计相关数据。 第五章 附 则 第三十三条【术语解释】本条例中下列用语的含义： (一)绿色电力，是指利用风能、太阳能等可再生能源生产的电能。 (二)绿色电力证书，是指对可再生能源发电项目所发绿色电力颁发的具有独特标识代码的电子证书，是可再生能源电量环境属性的唯一证明，是认定绿色电力生产、消费的唯一凭证，1个绿色电力证书单位对应1000千瓦时可再生能源电量。 (三)新型储能，是指抽水蓄能以外、以输出电力为主要形式的储能技术，是构建以可再生能源为主的新型电力系统的重要支撑技术。 (四)微电网，是指由分布式电源、储能装置、能量转换装置、负荷、监控和保护装置等组成的小型发配电系统。 (五)虚拟电厂，是指通过先进信息通信技术和软件系统，实现分布式电源、储能系统、可控负荷、电动汽车等分布式能源的聚合和协调优化，作为一个特殊电厂参与电力市场和电网运行的电源协调管理系统。 (六)新型电力系统，是指以确保能源电力安全为基本前提、以满足经济社会发展电力需求为首要目标、以最大化消纳新能源为主要任务，以坚强智能电网为枢纽平台，以源网荷储互动与多能互补为支撑，具有清洁低碳、安全可控、灵活高效、智能友好、开放互动基本特征的电力系统。 第三十四条【施行时间】本条例自 年 月 日起施行。
    97浏览量
    原文链接

  • 《国家发改委 能源局就实行可再生能源电力配额制征求意见》
    • 来源专题：中国科学院文献情报先进能源知识资源中心 |领域情报网
    • 编译者：guokm
    • 发布时间：2018-11-16
    • 国家能源局综合司征求《关于实行可再生能源电力配额制的通知》意见的函 各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委(能源局)、国家能源局各派出监管机构，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司： 　　2018年3月、2018年9月，我们分别以国家能源局综合司、国家发展改革委办公厅名义向有关方面发函征求了《可再生能源电力配额及考核办法》的意见。在研究论证各方面意见基础上，我们对《可再生能源电力配额及考核办法》进行了修改，在保持配额机制和政策基本一致的前提下，形成了《关于实行可再生能源电力配额制的通知》(征求意见稿)，现再次征求有关方面意见。请有关单位于2018年11月21日(周三)17:00前将意见以书面形式反馈我局(新能源司)，逾期视为无不同意见。 　　联系人：国家能源局新能源司 李鹏 　　联系电话：010-68555892 传真：010-68555045 附件 国家发展改革委 国家能源局关于实行 可再生能源电力配额制的通知 （征求意见稿） 各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委（能源局）、经信委（工信委、工信厅），国家能源局各派出监管机构，有关中央企业，各有关单位： 为深入贯彻习近平总书记关于推进能源生产和消费革命战略的重要论述，加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系，促进可再生能源开发利用，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）》，决定实行可再生能源电力配额制。现将有关事项和政策措施通知如下。 一、对电力消费设定可再生能源配额。可再生能源电力配额是按省级行政区域对电力消费规定应达到的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”）。满足总量配额的可再生能源电力包括全部可再生能源发电种类；满足非水电配额的可再生能源电力包括除水电以外的其他可再生能源发电种类。对各省级行政区域规定的应达到的最低可再生能源比重指标为约束性指标，按超过约束性指标10%确定激励性指标。 二、按省级行政区域确定配额指标。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两类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。 三、各省级人民政府承担配额落实责任。各省级能源主管部门会同电力运行管理部门按年度组织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。配额实施方案主要应包括：年度配额指标及配额分配、配额实施工作机制、配额履约方式、对配额义务主体的考核方式等。各省级行政区域配额实施方案对承担配额义务主体设定的配额指标可以高于国务院能源主管部门向各本区域下达的可再生能源电力配额约束性指标。 四、售电企业和电力用户协同承担配额义务。承担配额义务的市场主体第一类为各类直接向电力用户供电的电网企业、独立售电公司、拥有配电网运营权的售电公司（简称配售电公司）；第二类为通过电力批发市场购电的电力用户和拥有自备电厂的企业。第一类承担与其年售电量相对应的配额，第二类承担与其用电量相对应的配额。各配额义务主体的售电量和用电量中，公益性电量（含专用计量的供暖电量）免于配额考核。 五、电网企业承担经营区配额实施责任。国家电网公司、南方电网公司指导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承担配额义务的市场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以及未与公用电网联网的拥有自备电厂的企业履行可再生能源电力配额义务。各承担配额义务的市场主体及电力用户均须完成所在区域电网企业分配的可再生能源消纳电量，并在电网企业统一组织下共同完成本经营区的配额。电网企业及电力交易机构优先为电网企业之外市场主体完成其配额提供便利，在电网企业经营区完成整体配额且已完成全部应消纳可再生能源电量前提下，电网企业自身承担的配额在考核时可相应核减。 六、做好配额实施与电力交易衔接。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。承担配额义务的市场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。 七、配额义务的核算方式。各承担配额义务的市场主体以实际消纳可再生能源电量为主要方式完成配额，同时可通过以下补充（替代）方式完成配额。 （一）向超额完成年度配额的市场主体购买其超额消纳的可再生能源电量实现，双方自主确定转让价格。 （二）自愿认购可再生能源电力绿色证书（简称“绿证”），绿证对应的可再生能源电量等量记为配额完成量。 八、配额监测核算和交易。国家可再生能源信息管理中心会同各电力交易机构负责承担配额义务市场主体的配额账户设立，配额完成量核算及转让、配额完成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配额完成量转让进行业务指导。各省级行政区域内的配额完成量转让原则上由省级电力交易中心组织，跨省级行政区域的配额完成量转让在北京电力交易中心和广州电力交易中心组织下进行。国家可再生能源信息管理中心与国家电网公司、南方电网公司等电网企业及各电力交易中心联合建立可再生能源电力消纳、配额监测核算技术体系并实现信息共享。 九、做好配额相关信息报送。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向省级能源主管部门、电力运行管理部门和所在地区国务院能源主管部门派出监管机构报送上年度本经营区及各配额义务市场主体可再生能源电力配额完成情况的监测、统计信息。各省级能源主管部门向国务院能源主管部门报送各省级行政区域配额完成情况报告。 十、省级主管部门负责对承担配额义务的市场主体进行考核。省级能源主管部门会同电力运行管理部门对本省级行政区域承担配额义务的市场主体的配额完成情况进行考核，按年度公布可再生能源电力配额考核报告。各省级能源主管部门会同电力运行管理部门负责督促未履行配额义务的电力市场主体限期整改，对未按期完成整改的市场主体依法依规予以处罚，将其列入不良信用记录，予以联合惩戒。 十一、国家按省级区域监测评价。国务院能源主管部门对各省级行政区域配额完成情况，以及国家电网公司、南方电网公司对所属省级电网公司配额组织实施和管理工作进行监测评价。省级能源主管部门会同电力运行管理部门对省属地方电网企业以及未通过省级电网公司售电的企业的配额实施进行督导考核。由于自然原因或重大事故导致可再生能源发电送出或受限，在配额考核时相应核减。 十二、超额完成配额不计入能耗考核。在确保完成全国能源消耗总量和强度“双控”目标条件下，对于实际完成配额超过本区域激励性配额指标的省级行政区域，超出激励性配额指标部分的可再生能源消费量不纳入该地区能耗“双控”考核。对纳入能耗考核的企业，超额完成省级配额实施方案对其确定的应完成配额的电量折算的能源消费量不计入其能耗考核。 十三、加强配额实施监管。国务院能源主管部门派出监管机构负责对各配额义务主体的配额完成情况进行监管，并向国务院能源主管部门报送各省级行政区域以及各电网企业经营区的配额总体完成情况专项监管报告。 2018年各地区配额完成情况不进行考核，随本通知下达的2018年配额指标用于各地区自我核查，2020年配额指标用于指导各地区可再生能源发展。自2019年1月1日起正式进行配额考核，2019年度配额指标将于2019年第一季度另行发布。 附件：1. 可再生能源电力配额指标确定和配额完成量核算方法； 2. 各省（区、市）可再生能源电力总量配额指标； 3. 各省（区、市）非水电可再生能源电力配额指标。   附件1 可再生能源电力配额指标确定和配额完成量核算方法 （试行） 本方法作为配额制的配套文件同时发布，作为各省级区域配额指标测算、配额完成监测评价以及对各承担配额义务的市场主体考核的基本方法。该办法先作为试行版本执行，在配额制实施过程中不断总结完善，视情况发布后续版本。 一、配额指标测算方法 （一）基本原则 1. 规划导向，分区设定。各省级行政区域配额指标依据国家能源发展战略和可再生能源发展相关规划、结合该地区实际用电增长情况、考虑各地区实际可消纳本地和区外可再生能源电力的能力确定区域最低配额指标（约束性指标），各地区均应逐年提升配额指标或至少不降低。 2. 强化消纳，动态调整。各省级行政区域均把可再生能源电力消纳作为重要工作目标，电力净输出地区应做到本地消纳达到全国先进水平，电力净输入地区应做到本地充分消纳和区外最大能力消纳。根据各地区可再生能源重大项目和跨省跨区输电通道建设进展，按年度动态调整各省级行政区域配额指标。 3. 区域统筹，分解责任。省级行政区域的整体配额完成为区域配额实施的总目标，有关能源主管部门和电力运行管理部门统筹协调制订配额实施方案，同时向承担配额义务的市场主体（包括电网公司在内）分配配额任务，督促其通过多种方式完成各自配额。 4.保障落实，鼓励先进。对各省级行政区域确定应达到的全社会用电量中最低可再生能源比重，按约束性指标监测、评价和考核。按照约束性指标上浮10%作为激励性指标，鼓励具备条件的省份自行确定更高的可再生能源比重指标。对高于激励性指标的地区，予以鼓励。 （二）配额消纳量核算 可再生能源电力消纳量，包括可再生能源电力消纳总量和非水电可再生能源电力消纳量。按下列方法核算： 1. 各省级行政区域内生产且消纳的电量 （1）接入公共电网且全部上网的电量，采用并网计量点的电量数据； （2）自发自用（全部或部分）可再生能源电量（含就地消纳的合同能源服务和交易电量），采用电网企业作为发放国家补贴资金依据计量的总发电量数据； 2. 区域外输入的可再生能源电量 可再生能源发电企业与省级电网企业签署明确的跨省跨区购电协议的，根据协议实际执行情况计入受端区域消纳的区域外输入可再生能源电量。其他情况按以下方法处理： （1）独立“点对网”跨区输入 可再生能源发电项目直接并入区域外受端电网，全部发电量计入受端地区消纳量，采用并网计量点的电量数据。 （2）汇合“点对网”跨区输入 采取与火电或水电打捆以一组电源向区外输电的，受端电网消纳的可再生能源电量等于总受电量乘以外送电量中可再生能源电量比例。 外送电量中可再生能源电量比例=送端并网点计量的全部可再生能源上网电量/送端并网点计量的全部上网电量。 （3）省际“网对网”跨区输入 省间电网跨区输入电量中可再生能源电量，通过电力交易方式进行的，根据电力交易机构的结算电量确定；无法明确的，按送端省级电网区域可再生能源消纳电量占区域社会用电量比例，乘以总输入电量认定。 （4）跨省际“网对网”输入 跨省际大区域未明确分电协议或省间协议约定可再生能源电量比例的跨省跨区通道，按该区域内各省级行政区域全社会用电量占本区域电网内全社会用电量的比重，计算各省级行政区域输入的可再生能源电量。即： i省级行政区域内输入可再生能源电量=可再生能源输入电量×(i省级行政区域全社会用电量/(∑i省级行政区域全社会用电量))， n表示区域电网内包含的各省级行政区域。 3. 特殊区域 京津冀电网（北京、天津、冀北、河北南网）接入的集中式可再生能源发电项目和区外输入的可再生能源电量，按统一均摊原则计入各地区消纳量，各自区域内接入的分布式可再生能源发电量计入各自的消纳量。 （三）配额指标测算 1. 全国平均水平。全国可再生能源消纳平均水平是指全国全社会用电量中可再生能源占比，实际计算采用全国消纳的全部可再生能源电量与全社会用电量的比值，如存在进出口可再生能源电量，按净进出口量计入。平均水平指标计算公式如下： 平均水平指标=全国年消纳的可再生能源电量/全国全社会年用电量 2. 各省级行政区域配额指标计算公式如下： 区域配额指标=(预计本地生产且消纳年可再生能源电量+预计年净受入可再生能源电量)/本地区预计全社会用电量 测算可再生能源发电量时，上年度底前已投产装机按照应达到的年利用数测算；当年新增装机，除了有明确投产时间的水电站等大型工程，其他连续投入投运的可再生能源发电装机，预计新增装机作为一个整体按全年利用小时数的一半进行折算。 3. 配额指标确定流程 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约束性指标建议报告，于每年1月底前报送国务院能源主管部门。报告应包含分品种的可再生能源电源预测并网装机容量、预测发电量、各跨省跨区通道计划输送可再生能源电量和比重、预测全社会用电量等数据。 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两类配额指标（约束性和激励性）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。 二、配额完成量核算方法 （一）承担配额义务的市场主体 承担可再生能源电力配额义务的市场主体（含电网企业售电）的配额完成量包括： 1. 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）购入的可再生能源电量，按扣除网损之后的售电侧购入可再生能源电量计算。 （1）对于电网企业按照可再生能源发电保障性收购要求统一收购的可再生能源电量，按照电网企业经营区内各市场主体非市场化实际用电量大小等比例、分时段原则进行分摊，计入市场主体可再生能源电力配额完成量。 （2）对于通过电力市场化交易的可再生能源电量，全部计入购电市场主体的可再生能源电力配额完成量。 2. 自发自用的可再生能源电量。 电网企业经营区内市场主体自发自用的可再生能源电量由电网企业代为计量，全部计入自发自用市场主体的可再生能源电力配额完成量。 3. 从其他配额义务主体购买的配额完成量或购买绿证折算的配额完成量。 不计入售出的可再生能源电量、已转让的配额完成量和出售绿证对应的配额完成量。 （二）各省级行政区域区域 参照一（二）“消纳量核算”部分，与国家下达的省级行政区域配额指标相对照，各省级行政区域整体配额完成指标计算公式如下： 整体配额完成指标={区域内生产且消纳的可再生能源电量+区域外输入的可再生能源电量+市场主体配额完成量净受让量之和+绿证认购量之和-免于考核电量对应的可再生能源电量}÷{区域全社会用电量-免于考核电量} 其中，按照国家规定豁免配额考核的公益性电量（含专项计量供暖电量）在配额完成指标核算公式的分子和分母中均予以扣除，免于考核电量对应的可再生能源电量等于免于考核电量乘以区域配额指标。   附件2 各省（区、市）可再生能源电力总量配额指标 省（区、市） 2018年约束性指标 2018年激励性指标 2020年约束性指标 2020年激励性指标 北京 11.0% 12.1% 15.0% 16.5% 天津 11.0% 12.1% 15.0% 16.5% 河北 11.0% 12.1% 15.0% 16.5% 山西 15.0% 16.3% 16.5% 18.0% 内蒙古 18.5% 20.3% 18.5% 20.3% 辽宁 12.0% 13.0% 12.5% 13.6% 吉林 20.0% 21.5% 22.0% 23.7% 黑龙江 19.5% 21.0% 26.0% 28.1% 上海 31.5% 32.0% 33.0% 33.5% 江苏 14.5% 15.1% 15.0% 15.8% 浙江 18.0% 18.5% 19.0% 19.8% 安徽 13.0% 14.0% 14.5% 15.7% 福建 17.0% 17.5% 22.0% 22.6% 江西 23.0% 23.5% 29.0% 30.0% 山东 9.5% 10.4% 10.5% 11.6% 河南 13.5% 14.5% 16.0% 17.1% 湖北 39.0% 39.9% 40.0% 41.0% 湖南 51.5% 52.4% 51.5% 52.4% 广东 31.0% 31.4% 29.5% 30.0% 广西 51.0% 51.4% 50.0% 50.5% 海南 11.0% 11.5% 11.5% 12.0% 重庆 47.5% 47.5% 45.0% 45.3% 四川 80.0% 80.4% 80.0% 80.4% 贵州 33.5% 34.0% 31.5% 32.0% 云南 80.0% 81.0% 80.0% 81.2% 西藏 不考核 不考核 不考核 不考核　 陕西 17.5% 18.4% 21.5% 22.7% 甘肃 44.0% 45.6% 47.0% 48.9% 青海 70.0% 71.9% 70.0% 72.5% 宁夏 20.0% 22.0% 25.0% 27.0% 新疆 25.0% 26.5% 26.0% 27.3% 注： 1、京津冀地区执行统一的配额指标； 2、内蒙古自治区可按蒙西、蒙东地区分开考核，具体分区域配额指标由内蒙古自治区能源主管部门确定； 3、2020年指标为指导性指标，根据可再生能源资源情况、跨省跨区通道输送可再生能源情况进行动态调整。2020年指标测算时酒泉—湖南、扎鲁特—山东、宁夏—山东、上海庙—山东、宁东—浙江特高压输电通道中可再生能源电量比例按不低于30%考虑； 4、有跨省跨区输入可再生能源电力的受端地区，如实际运行时通道输送可再生能源电量未达配额测算时的设定值，则在区域配额监测评价和市场主体配额完成考核时相应核减。 5、对可再生能源电力总量配额指标达到80%的省级行政区域，不进行约束性监测评价，对区域内市场主体是否进行总量配额考核，由有关省级能源主管部门按省级人民政府的意见自行决定。不进行配额考核的市场主体不参与配额完成量交易。西藏自治区不实行配额考核，除国家另有规定外，市场主体不参与配额完成量交易。 附件3 各省（区、市）非水电可再生能源电力配额指标 省（区、市）　 2018年约束性指标 2018年激励性指标 2020年约束性指标 2020年激励性指标 北京 10.5% 11.6% 15.0% 16.5% 天津 10.5% 11.6% 15.0% 16.5% 河北 10.5% 11.6% 15.0% 16.5% 山西 12.5% 13.8% 14.5% 16.0% 内蒙古 18.0% 19.8% 18.0% 19.8% 辽宁 10.0% 11.0% 10.5% 11.6% 吉林 15.0% 16.0% 16.5% 18.2% 黑龙江 15.0% 16.5% 20.5% 22.6% 上海 2.5% 2.8% 3.0% 3.3% 江苏 5.5% 6.1% 7.5% 8.3% 浙江 5.0% 5.5% 7.5% 8.3% 安徽 9.5% 10.5% 11.5% 12.7% 福建 4.5% 5.0% 6.0% 6.6% 江西 6.5% 7.2% 8.0% 8.8% 山东 9.0% 9.9% 10.5% 11.6% 河南 9.0% 9.9% 10.5% 11.6% 湖北 7.5% 8.3% 10.0% 11.0% 湖南 9.0% 9.9% 13.0% 14.3% 广东 3.5% 3.9% 4.0% 4.4% 广西 4.0% 4.4% 5.0% 5.5% 海南 4.5% 5.0% 5.0% 5.5% 重庆 2.0% 2.2% 2.5% 2.8% 四川 3.5% 3.9% 3.5% 3.9% 贵州 4.5% 5.0% 5.0% 5.5% 云南 11.5% 12.7% 11.5% 12.7% 西藏 不考核 不考核 不考核 不考核 陕西 9.0% 9.9% 12.0% 13.2% 甘肃 15.5% 17.1% 19.0% 20.9% 青海 19.0% 20.9% 25.0% 27.5% 宁夏 18.0% 19.8% 20.0% 22.0% 新疆 14.5% 16.0% 16.0% 17.6% 注： 1、京津冀地区执行统一的配额指标； 2、内蒙古自治区可按蒙西、蒙东地区分开考核，具体分区域配额指标由内蒙古自治区能源主管部门确定； 3、2020年指标为指导性指标，根据可再生能源资源情况、跨省跨区通道输送可再生能源情况进行动态调整。2020年指标测算时酒泉—湖南、扎鲁特—山东、宁夏—山东、上海庙—山东、宁东—浙江特高压输电通道中可再生能源电量比例按不低于30%考虑； 4、有跨省跨区输入可再生能源电力的受端地区，如实际运行时通道输送可再生能源电量未达配额测算时的设定值，则在区域配额监测评价和市场主体配额完成考核时相应核减。 5、西藏自治区不实行配额考核，除国家另有规定外，市场主体不参与配额完成量交易。
    179浏览量
    原文链接