黑龙江省发布可再生能源电力消纳保障实施方案（第二次征求意见稿）

8月26日，黑龙江省发改委发布《关于再次征求黑龙江省可再生能源电力消纳保障实施方案意见的公告》，以下简称《报告》，《报告》指出，满足总量消纳责任权重的可再生能源电力包括水电、风电、太阳能发电、生物质发电、垃圾发电等全部可再生能源发电种类；满足非水电消纳责任权重的可再生能源电力包括除水电以外的其他可再生能源电力种类。

原文如下：

黑龙江省可再生能源电力消纳保障实施方案（第二次征求意见稿）

为贯彻习近平总书记推动能源生产和消费革命的重要论述，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，做好我省可再生能源电力消纳保障机制落实工作，依据《中华人民共和国可再生能源法》、《国家发展改革委 国家能源局关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号）、《国家发展改革委 国家能源局关于印发各省级行政区域2020年可再生能源电力消纳责任权重的通知》（发改能源〔2020〕767号）和省发展改革委《关于建立可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改新能源函〔2019〕219号），制定本实施方案。

一、消纳保障实施机制

（一）本实施方案依据国家规定，通过设定可再生能源电力消纳责任权重，建立健全可再生能源电力消纳保障机制。可再生能源电力消纳责任权重（以下简称“消纳责任权重”），是指全省及各承担消纳责任权重的市场主体在电力消费中应当达到的可再生能源电量比重，包括可再生能源电力总量消纳责任权重（以下简称“总量消纳责任权重”）和非水电可再生能源电力消纳责任权重（以下简称“非水电消纳责任权重”）。满足总量消纳责任权重的可再生能源电力包括水电、风电、太阳能发电、生物质发电、垃圾发电等全部可再生能源发电种类；满足非水电消纳责任权重的可再生能源电力包括除水电以外的其他可再生能源电力种类。

（二）全省承担可再生能源电力消纳责任的市场主体包括各类直接向电力用户供/售电的电网企业、独立售电公司、拥有配电网运营权的售电公司、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。

（三）省发展改革委按照国家明确的消纳责任权重，设定全省和各类市场主体最低消纳责任权重，包括总量消纳责任权重和非水电消纳责任权重，并按照消纳责任权重对市场主体完成情况进行考核，对未完成消纳责任权重的市场主体进行督促落实，并依法依规予以处理。

（四）省内各承担消纳责任的市场主体应当依据本实施方案在省电力交易中心进行账户注册，积极主动完成消纳责任权重。

（五）国网省电力公司依据本实施方案编制电网企业消纳责任权重实施细则，并负责组织所属经营区内承担消纳责任的市场主体完成各自消纳责任权重。

（六）省发展改革委授权省电力交易中心，对全省承担消纳责任的市场主体进行信息管理。省电力交易中心根据授权，负责对全省承担消纳责任的市场主体进行账户注册管理、消纳量核算及转让，并向省发展改革委和国家能源局东北监管局报送市场主体消纳责任权重完成情况及分析评估等相关工作情况。

（七）国家能源局东北监管局按照可再生能源电力消纳保障机制运行要求，会同省发展改革委完善调整现行电力交易规则制度，对各承担消纳责任的市场主体的消纳量完成情况、可再生能源电力相关交易情况等进行全过程监管。

二、消纳责任权重及分配

（一）根据国家下达的省级行政区域可再生能源电力消纳责任权重，我省2020年度总量消纳责任权重按照22%执行，非水电消纳责任权重按照20%执行。

（二）各承担消纳责任的市场主体的售电量和用电量中，农业用电和专用计量的供暖电量免于消纳责任权重考核。

（三）各承担消纳责任的市场主体2020年承担消纳责任权重的方案如下：

1.国网省电力公司等不通过电力市场购电、直接向电力用户供（售）电的企业,承担与其年售电量相对应的消纳责任权重，其中总量消纳责任权重为25.7%，非水电消纳责任权重为21.2%。国网省电力公司在全省超额完成最低消纳责任权重情况下，可以免于消纳责任权重考核。

2.通过电力市场购买电量的电力用户（不包括通过售电公司代理购电的电力用户）、独立售电公司、配售电公司，承担与其年购电量相对应的消纳责任权重，消纳责任权重为14%，不单独设定非水电消纳责任权重。

3.拥有自备电厂的企业，按照年自发自用电量和通过电力市场购买电量分别承担消纳责任权重。自发自用电量部分消纳责任权重为2%，不单独设定非水电消纳责任权重。对由国网省电力公司直接供（售）的电量不做考核。

4.拥有自备电厂的企业未与公共电网联网的，承担与其年自发自用电量相对应的消纳责任权重，消纳责任权重为2%，不单独设定非水电消纳责任权重。

国网省电力公司可以结合企业发用电量、运行成本影响等实际情况为拥有自备电厂的企业分别设定不同的消纳责任权重，报省发展改革委认定后实施。

根据电力市场改革工作进展情况，省发展改革委会同国家能源局东北监管局不断扩大电力市场交易规模，逐步提高电力交易用户、拥有自备电厂的企业消纳责任权重，最终实现市场主体消纳责任权重统一。

三、市场主体管理机制

（一）各承担消纳责任的市场主体均应当在消纳责任权重考核前，在省电力交易中心完成账户注册或退出工作。省电力交易中心于每季度初向省发展改革委报送本年度全省承担消纳责任的市场主体清单或变化情况。

（二）各承担消纳责任的市场主体按年度制订“可再生能源电力消纳计划”，提出完成消纳责任的需求及初步安排，并报送所属经营区电网企业和电力交易中心。未与公用电网联网的拥有自备电厂的企业按年度制订可再生能源电力消纳或补充（替代）方式的计划，报送省发展改革委、国家能源局东北监管局、国网省电力公司和省电力交易中心。

（三）省发展改革委每年一季度向全社会公布本年度全省承担消纳责任的市场主体清单，主动接受社会监督。

四、消纳责任权重履行

（一）主要履行方式：购买和自发自用可再生能源电力。各承担消纳责任的市场主体主要以实际消纳可再生能源电量（简称“消纳量”）方式完成消纳责任权重。

（二）补充（替代）履行方式：

1．购买其他市场主体当年超额完成的消纳量，双方自主确定交易和转让价格。

2.购买可再生能源绿色电力证书，绿证对应的可再生能源电量等量记为消纳量。

(三)消纳量的计算：

1.通过电力市场交易的可再生能源电量，按交易结算电量计入市场主体的消纳量。

2.自发自用的可再生能源电量，按电网企业计量的自发自用电量，全部计入自发自用市场主体的消纳量。

3．从其他承担消纳责任的市场主体购买的消纳量和购买绿证折算的消纳量计入购买方的消纳量。承担消纳责任的市场主体售出和已转让的消纳量，以及出售绿证对应的消纳量，不再计入该市场主体的消纳量。按照权责对等的原则，免于消纳责任权重考核的农业用电和专用计量的供暖电量对应的消纳量不能用于交易或转让。

省内市场主体持有的可再生能源电力消纳量和绿证优先用于省内交易和转让。

（四）因电力交易市场、消纳量交易系统不能满足消纳权重履行需求等原因以及消纳量交易价格明显超出企业承受能力导致市场主体无法完成消纳责任权重的，经省电力交易中心认定，省发展改革委征求国网省电力公司意见后，可以免除相应部分消纳责任考核。该部分消纳量由国网省电力公司承担消纳责任。

（五）对因自然原因、重大事故或其他不可抗力因素导致可再生能源发电量显著减少或送出受限情况，报请国家能源局相应核减消纳责任权重后，省发展改革委根据核减后的消纳责任权重调整市场主体消纳责任权重，并根据调整后的权重对市场主体进行考核。

五、任务分工

（一）省发展改革委承担全省消纳责任权重分配和落实责任，负责明确各承担消纳责任的市场主体的消纳责任权重，并进行考核，指导地方发展改革部门督促承担消纳责任的市场主体按照要求进行账户注册，并报送消纳责任权重完成情况等相关数据。

（二）国网省电力公司依据本实施方案，编制消纳责任权重实施细则报省发展改革委批准后实施，组织经营区内承担消纳责任的市场主体完成可再生能源电力消纳责任权重，每年一月底前向省发展改革委和国家能源局东北监管局报送上一年度本经营区域消纳责任权重组织工作完成情况。

（三）省电力交易中心负责组织开展省内可再生能源电力相关交易，指导参与电力交易的市场主体优先完成消纳责任相应的电力交易，并在中长期电力交易合同审核、电力交易信息公布等环节对消纳责任的市场主体给予提醒；负责组织省内消纳量的交易和转让，起草交易和转让细则报省发展改革委审定后实施；按季度向省发展改革委和国家能源局东北监管局报送各消纳责任权重市场主体完成消纳责任权重情况，并于每年1月底报送上一年度消纳责任权重完成情况。

（四）各承担消纳责任的市场主体负责完成省发展改革委分配的可再生能源电力消纳责任权重。国网省电力公司以外各承担消纳责任的市场主体应当向国网省电力公司和省电力交易中心做出履行消纳责任权重的承诺。配售电公司以及未与公用电网联网的拥有自备电厂的企业，在每月初3个工作日内将消纳责任权重完成情况报送省电力交易中心，并对数据的真实性、准确性进行承诺。

六、保障措施

（一）省发展改革委在国网省电力公司技术支持下对各承担消纳责任的市场主体年度消纳责任权重完成情况进行考核并公示。

（二）鼓励具备条件的市场主体自愿完成高于省发展改革委对其规定的消纳责任权重。对超出消纳责任权重的消纳量折算的能源消费量不计入该市场主体的能耗考核。

（三）省发展改革委会同国家能源局东北监管局负责督促未履行消纳责任的市场主体限期整改，对未按期完成整改的市场主体依法依规予以处理，将其列入不良信用记录名单，予以联合惩戒。

（四）电网企业、配售电公司以及未与公用电网联网的拥有自备电厂的企业，应当对本单位提供的数据真实性负责，如有虚假，一经查实，由省发展改革委会同国家能源局东北监管局负责依规对其进行处罚。

（五）其他保障措施，由省发展改革委结合实际研究制定。