近期国家发展改革委、国家能源局联合发布《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），标志着可再生能源消纳责任权重机制正式开始启动实施。其中，可再生能源配额核算和超额消纳量交易（履约交易）模式如何开展，成为顺利推进可再生能源消纳责任权重机制的重要因素。

消纳责任主体履约方式

依据发改能源〔2019〕807号文相关规定，承担可再生能源电力消纳责任的主体分为两大类：第一类主体为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；第二类主体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。

依据相关政策，承担消纳责任的主体主要通过实际消纳的可再生能源电量完成配额义务，现阶段为可再生能源市场化交易方式；同时超额消纳量交易也可作为补充方式，责任主体可以向超额完成年度配额的市场主体购买其超额消纳量（指标）来完成责任，由交易双方自主确定转让价格。此外，自愿绿证交易也可作为完成消纳责任的补充方式之一。因此，承担消纳责任主体可采用“电力电量合同交易+超额消纳量交易+自愿绿证交易”三种方式进行消纳责任履约。

责任主体配额核算相关原则

对于承担消纳责任的五类市场主体，同样采用“电力电量合同交易+超额消纳量交易+自愿绿证交易”三种方式进行可再生能源消纳配额核算。由于电网企业承担着经营区域内消纳责任权重实施的组织责任，依托省级电网企业可再生能源消纳量，并向经营区域内其他四类主体进行分匹，核算原则主要如下：

电网企业。电网企业在其经营区域内的可再生能源消纳量核算，是省内可再生能源消纳量+省间可再生能源消纳量（购入为正、售出为负）+超额消纳量（购入为正、售出为负）+自愿绿证购入量-扣除免考核消纳电量-向其他市场主体分匹的消纳量。

其中，省内可再生能源消纳量为与其签订《购售电合同》、并按标杆电价结算的可再生能源发电量（包括保障小时数之外仍以标杆电价结算的电量），以及按标杆电价结算的分布式可再生能源发电量；免考核电量主要指营业区域内农业用电和专用计量的电供暖电量。

拥有配电网运营权的售电公司。拥有配电网运营权的售电公司，一方面因其拥有供电营业区域，需承担对用户的保底供电、可再生能源消纳义务；另一方面也存在着市场化的售电业务，按其售电量比例承担可再生能源消纳责任。由于存在双重化身份，其可再生能源消纳量核算相对复杂。本着配电业务与市场化业务逐步分离的原则，其可再生能源消纳量核算原则如下：

一是配电业务的消纳量=省内分匹可再生能源消纳量+合同消纳量+可再生能源保障收购电量+超额消纳量（购入为正、售出为负）+自愿绿证购入量-免考核消纳电量。

其中，省内分匹可再生能源消纳量主要为配电营业区域内非市场化电量的分摊部分，按照配电网非市场化用电量比例分摊电网企业的可再生能源消纳电量；合同消纳量指配电网通过省内、省间交易购得的可再生能源电量；可再生能源保障收购电量指配电网与其存在调度关系的可再生能源、分布式电源按照标杆电价结算的电量部分；免考核电量主要指营业区域内农业用电和专用计量的电供暖电量。

地方电网的消纳量可以参照拥有配电网运营权的售电公司的配电业务消纳量原则进行核算。

二是市场化售电业务的消纳量=省内分匹可再生能源消纳量+合同消纳量+超额消纳量（购入为正、售出为负）+自愿绿证购入量-免考核消纳电量。

考虑到农业用电暂未入市交易，以及电供暖交易通常由电网企业代理购电，现阶段该免考核消纳电量可视同零。

配电业务和市场化售电业务合计的消纳量，作为拥有配电网运营权的售电公司整体的可再生能源消纳量。

独立售电公司。可以参考拥有配电网运营权的售电公司市场化售电业务，可再生能源消纳量=省内分匹可再生能源消纳量+合同消纳量+超额消纳量（购入为正、售出为负）+自愿绿证购入量-免考核消纳电量。

批发用户。由于拥有自备电厂的用户也可通过批发市场购电，简单起见，暂不包括拥有自备电厂的用户，可再生能源消纳量=省内分匹可再生能源消纳量+合同消纳量+自发自用可再生能源消纳量+超额消纳量（购入为正、售出为负）+自愿绿证购入量-免考核消纳电量。

其中，省内分匹可再生能源消纳量主要为部分电量参与交易的用户，按其非市场化电量比例分摊的电网企业的可再生能源消纳量部分。对于全电量参与交易的批发用户而言，原则上不应有省内分匹可再生能源消纳量。自发自用可再生能源消纳量主要为此类用户自行建设的分布式光伏、风电等自发自用电量部分。

拥有自备电厂的电力用户。可再生能源消纳量=省内分匹可再生能源消纳量+合同消纳量+自发自用可再生能源消纳+超额消纳量（购入为正、售出为负）+自愿绿证购入量量-免考核消纳电量。

其中，省内分割可再生能源消纳量主要为其非市场化电量比例分摊的电网企业的可再生能源消纳量部分。

配额核算和履约交易流程

依据前述相关原则，以可再生能源交易结算、分割确认、统计发布等配额核算业务为主，配额核算也是履约交易开展的前提和基础，可再生能源配额核算和履约交易流程如下：

省内结算统计。由省级交易机构按照目前惯例，依据合同和结算关系开展省内结算（包括分布式光伏上网电量、分布式市场交易结算电量等），并对承担消纳责任的市场主体分配省内可再生能源消纳电量。

一是可再生能源保障性收购电量计入省级电网；二是依据省内可再生能源市场化交易合同关系，确定其他四类承担消纳责任的主体所消纳的可再生能源电量；三是依据上述五类市场主体实际售电量或用电量（对自备电厂应计入其发电量部分），统计其应承担的配额电量。

省间结算统计。由区域交易机构（北京交易中心、广州交易中心）按照目前惯例，依据交易合同开展省间结算，并对承担消纳责任的主体分配省间可再生能源消纳电量：

一是有明确交易合同对应的关系，分割至对应的市场主体；二是没有明确合同对应关系或省间约定送电关系的，相关可再生能源消纳电量计入受端（或购电方）的省级电网，由对应省级交易机构进行二次分配；三是区域交易机构依据省间结算结果，核减送端（或售电方）的省级电网对应的可再生能源消纳电量；四是区域交易机构下发省间结算结果和分割的消纳电量。

配额分割确认。省级交易机构依据省间、省内消纳结果，确定五类承担消纳责任主体的可再生能源消纳电量以及配额完成情况。一是省级交易机构确认区域交易机构结算并分割的省间可再生能源消纳电量；二是根据省间、省内交易结算结果，确定各主体的可再生能源消纳电量和实际完成配额比例。

配额信息发布。一是省级交易机构定期发布经营区域内承担消纳责任的五类主体的可再生能源消纳责任权重完成情况，对于尚未达到配额比例要求的市场主体，应予以告知提醒；二是省级交易机构按规定向省级电力运行管理部门和区域电力交易机构报送经营区域内可再生能源消纳责任权重完成情况；三是区域交易机构汇总统计所有责任主体的完成情况，按规定向国家能源主管部门报送相关信息。

履约交易组织。每月交易机构定期发布配额完成情况后，各责任主体根据自身情况选择开展“过程式”履约交易，即逐月开展交易；也可以在年终开展“一站式”履约交易。

履约交易组织方面，既可采用“先省内、再省间”次序，也可采用“先省间、再省内”次序进行交易组织，具体须结合各地可再生能源资源禀赋、各责任主体可交易的超额消纳量进行统筹考虑，重点是方便责任主体履约、减少价格波动。

履约交易结算。超额消纳量交易和自愿绿证交易均不涉及物理交割，以履约交易为主，以金融交易结算为主，需探索建立电力金融交易结算的业务办理规模及模式。实际操作中要注重发挥北京、冀北等已取得金融牌照的交易机构作用，探索建立全国性、地方性有效衔接的电力金融交易市场。

相关建议

一是做好可再生能源市场化交易与中长期交易的衔接。目前可再生能源交易市场相对封闭，仅部分市场主体可以参与，为适应可再生能源消纳配额履约需求，需将可再生能源交易市场打造为普惠性质的市场，所有市场主体均可以通过合同消纳的方式进行配额履约。考虑到超额消纳量交易价格、自愿绿证交易价格，可再生能源市场交易价格预期可能上涨。此外，部分目前已入市交易的批发用户，可能会因避免承担配额责任而退市，也需配套出台退出市场化交易的用户保底供电价格政策，堵塞管理漏洞。

二是进一步完善可再生能源保障收购小时数核定机制。随着经营性用户发用电计划全面放开，电网企业直接售电部分比例将进一步降低，大量用户或通过售电公司代理交易或直接参与交易，需要承担可再生能源消纳配额的主体日渐增多。但保障小时数之内电量部分均为电网企业消纳量，造成相对供给不足。这将导致大量市场主体不得不通过超额消纳量交易或购买自愿绿证方式进行履约，而本来作为主要履约方式的合同消纳则较难实现。建议进一步完善保障小时数核定机制，随着电力用户发用电放开比例同步调整保障小时数，保障小时数之外部分通过市场化交易方式进行消纳。这也是可再生能源市场化交易与中长期交易的衔接的基础。

三是建立可再生能源消纳电量核算溯源机制。在相对统一的消纳量核算原则下，依托区域、省级交易机构一体化结算数据，确保可再生能源消纳数据同源。其次建立可再生能源消纳电量核发溯源机制，涵盖发电侧、电网侧和用电侧，为后续形成发输配用全环节、全国统一的可再生能源消纳配额交易市场奠定基础。此外，交易机构还应与国家可再生能源信息管理中心联合建立可再生能源电力消纳、配额监测核算信息共享体系及机制，实现双方信息共享、深度交互，为自愿绿证交易及核算工作奠定基础。

四是需完善会计核算科目。现阶段对于法人单位而言，不论是超额消纳量交易或自愿绿证交易，相关支出费用均需要设置会计科目，但目前尚未设置相关科目，这也将给履约交易造成一定困扰。此外，如需要通过超额消纳量交易或自愿绿证交易进行年度消纳责任履约，建议集中交割的时间与证券市场上市公司披露年度报告的时点相一致，更有利于实际操作。