近期國家發展改革委、國家能源局聯合發布《關于建立健全可再生能源
電力消納保障機制的通知》（發改能源〔2019〕807號），標志著可再生能源消納責任權重機制正式開始啟動實施。其中，可再生能源配額核算和超額消納量交易（履約交易）模式如何開展，成為順利推進可再生能源消納責任權重機制的重要因素。
消納責任主體履約方式
依據發改能源〔2019〕807號文相關規定，承擔可再生能源電力消納責任的主體分為兩大類：第一類主體為各類直接向電力用戶供售電的電網企業、獨立售電公司、擁有配電網運營權的售電公司；第二類主體為通過電力批發
市場購電的電力用戶和擁有自備電廠的企業。
依據相關
政策，承擔消納責任的主體主要通過實際消納的可再生能源電量完成配額義務，現階段為可再生能源市場化交易方式；同時超額消納量交易也可作為補充方式，責任主體可以向超額完成年度配額的市場主體購買其超額消納量（指標）來完成責任，由交易雙方自主確定轉讓價格。此外，自愿綠證交易也可作為完成消納責任的補充方式之一。因此，承擔消納責任主體可采用“電力電量合同交易+超額消納量交易+自愿綠證交易”三種方式進行消納責任履約。
責任主體配額核算相關原則
對于承擔消納責任的五類市場主體，同樣采用“電力電量合同交易+超額消納量交易+自愿綠證交易”三種方式進行可再生能源消納配額核算。由于電網企業承擔著經營區域內消納責任權重實施的組織責任，依托省級電網企業可再生能源消納量，并向經營區域內其他四類主體進行分匹，核算原則主要如下：
電網企業。電網企業在其經營區域內的可再生能源消納量核算，是省內可再生能源消納量+省間可再生能源消納量（購入為正、售出為負）+超額消納量（購入為正、售出為負）+自愿綠證購入量-扣除免考核消納電量-向其他市場主體分匹的消納量。
其中，省內可再生能源消納量為與其簽訂《購售電合同》、并按標桿電價結算的可再生能源發電量（包括保障小時數之外仍以標桿電價結算的電量），以及按標桿電價結算的分布式可再生能源發電量；免考核電量主要指營業區域內農業用電和專用計量的電供暖電量。
擁有配電網運營權的售電公司。擁有配電網運營權的售電公司，一方面因其擁有供電營業區域，需承擔對用戶的保底供電、可再生能源消納義務；另一方面也存在著市場化的售電業務，按其售電量比例承擔可再生能源消納責任。由于存在雙重化身份，其可再生能源消納量核算相對復雜。本著配電業務與市場化業務逐步分離的原則，其可再生能源消納量核算原則如下：
一是配電業務的消納量=省內分匹可再生能源消納量+合同消納量+可再生能源保障收購電量+超額消納量（購入為正、售出為負）+自愿綠證購入量-免考核消納電量。
其中，省內分匹可再生能源消納量主要為配電營業區域內非市場化電量的分攤部分，按照配電網非市場化用電量比例分攤電網企業的可再生能源消納電量；合同消納量指配電網通過省內、省間交易購得的可再生能源電量；可再生能源保障收購電量指配電網與其存在調度關系的可再生能源、分布式電源按照標桿電價結算的電量部分；免考核電量主要指營業區域內農業用電和專用計量的電供暖電量。
地方電網的消納量可以參照擁有配電網運營權的售電公司的配電業務消納量原則進行核算。
二是市場化售電業務的消納量=省內分匹可再生能源消納量+合同消納量+超額消納量（購入為正、售出為負）+自愿綠證購入量-免考核消納電量。
考慮到農業用電暫未入市交易，以及電供暖交易通常由電網企業代理購電，現階段該免考核消納電量可視同零。
配電業務和市場化售電業務合計的消納量，作為擁有配電網運營權的售電公司整體的可再生能源消納量。
獨立售電公司。可以參考擁有配電網運營權的售電公司市場化售電業務，可再生能源消納量=省內分匹可再生能源消納量+合同消納量+超額消納量（購入為正、售出為負）+自愿綠證購入量-免考核消納電量。
批發用戶。由于擁有自備電廠的用戶也可通過批發市場購電，簡單起見，暫不包括擁有自備電廠的用戶，可再生能源消納量=省內分匹可再生能源消納量+合同消納量+自發自用可再生能源消納量+超額消納量（購入為正、售出為負）+自愿綠證購入量-免考核消納電量。
其中，省內分匹可再生能源消納量主要為部分電量參與交易的用戶，按其非市場化電量比例分攤的電網企業的可再生能源消納量部分。對于全電量參與交易的批發用戶而言，原則上不應有省內分匹可再生能源消納量。自發自用可再生能源消納量主要為此類用戶自行建設的分布式光伏、風電等自發自用電量部分。
擁有自備電廠的電力用戶。可再生能源消納量=省內分匹可再生能源消納量+合同消納量+自發自用可再生能源消納+超額消納量（購入為正、售出為負）+自愿綠證購入量量-免考核消納電量。
其中，省內分割可再生能源消納量主要為其非市場化電量比例分攤的電網企業的可再生能源消納量部分。
配額核算和履約交易流程
依據前述相關原則，以可再生能源交易結算、分割確認、統計發布等配額核算業務為主，配額核算也是履約交易開展的前提和基礎，可再生能源配額核算和履約交易流程如下：
省內結算統計。由省級交易機構按照目前慣例，依據合同和結算關系開展省內結算（包括分布式光伏上網電量、分布式市場交易結算電量等），并對承擔消納責任的市場主體分配省內可再生能源消納電量。
一是可再生能源保障性收購電量計入省級電網；二是依據省內可再生能源市場化交易合同關系，確定其他四類承擔消納責任的主體所消納的可再生能源電量；三是依據上述五類市場主體實際售電量或用電量（對自備電廠應計入其發電量部分），統計其應承擔的配額電量。
省間結算統計。由區域交易機構（
北京交易中心、廣州交易中心）按照目前慣例，依據交易合同開展省間結算，并對承擔消納責任的主體分配省間可再生能源消納電量：
一是有明確交易合同對應的關系，分割至對應的市場主體；二是沒有明確合同對應關系或省間約定送電關系的，相關可再生能源消納電量計入受端（或購電方）的省級電網，由對應省級交易機構進行二次分配；三是區域交易機構依據省間結算結果，核減送端（或售電方）的省級電網對應的可再生能源消納電量；四是區域交易機構下發省間結算結果和分割的消納電量。
配額分割確認。省級交易機構依據省間、省內消納結果，確定五類承擔消納責任主體的可再生能源消納電量以及配額完成情況。一是省級交易機構確認區域交易機構結算并分割的省間可再生能源消納電量；二是根據省間、省內交易結算結果，確定各主體的可再生能源消納電量和實際完成配額比例。
配額信息發布。一是省級交易機構定期發布經營區域內承擔消納責任的五類主體的可再生能源消納責任權重完成情況，對于尚未達到配額比例要求的市場主體，應予以告知提醒；二是省級交易機構按規定向省級電力運行管理部門和區域電力交易機構報送經營區域內可再生能源消納責任權重完成情況；三是區域交易機構匯總統計所有責任主體的完成情況，按規定向國家能源主管部門報送相關信息。
履約交易組織。每月交易機構定期發布配額完成情況后，各責任主體根據自身情況選擇開展“過程式”履約交易，即逐月開展交易；也可以在年終開展“一站式”履約交易。
履約交易組織方面，既可采用“先省內、再省間”次序，也可采用“先省間、再省內”次序進行交易組織，具體須結合各地可再生能源資源稟賦、各責任主體可交易的超額消納量進行統籌考慮，重點是方便責任主體履約、減少價格波動。
履約交易結算。超額消納量交易和自愿綠證交易均不涉及物理交割，以履約交易為主，以金融交易結算為主，需探索建立電力金融交易結算的業務辦理規模及模式。實際操作中要注重發揮北京、冀北等已取得金融牌照的交易機構作用，探索建立全國性、地方性有效銜接的電力金融交易市場。
相關建議
一是做好可再生能源市場化交易與中長期交易的銜接。目前可再生能源交易市場相對封閉，僅部分市場主體可以參與，為適應可再生能源消納配額履約需求，需將可再生能源交易市場打造為普惠性質的市場，所有市場主體均可以通過合同消納的方式進行配額履約。考慮到超額消納量交易價格、自愿綠證交易價格，可再生能源市場交易價格預期可能上漲。此外，部分目前已入市交易的批發用戶，可能會因避免承擔配額責任而退市，也需配套出臺退出市場化交易的用戶保底供電價格政策，堵塞管理漏洞。
二是進一步完善可再生能源保障收購小時數核定機制。隨著經營性用戶發用電計劃全面放開，電網企業直接售電部分比例將進一步降低，大量用戶或通過售電公司代理交易或直接參與交易，需要承擔可再生能源消納配額的主體日漸增多。但保障小時數之內電量部分均為電網企業消納量，造成相對供給不足。這將導致大量市場主體不得不通過超額消納量交易或購買自愿綠證方式進行履約，而本來作為主要履約方式的合同消納則較難實現。建議進一步完善保障小時數核定機制，隨著電力用戶發用電放開比例同步調整保障小時數，保障小時數之外部分通過市場化交易方式進行消納。這也是可再生能源市場化交易與中長期交易的銜接的基礎。
三是建立可再生能源消納電量核算溯源機制。在相對統一的消納量核算原則下，依托區域、省級交易機構一體化結算數據，確保可再生能源消納數據同源。其次建立可再生能源消納電量核發溯源機制，涵蓋發電側、電網側和用電側，為后續形成發輸配用全環節、全國統一的可再生能源消納配額交易市場奠定基礎。此外，交易機構還應與國家可再生能源信息管理中心聯合建立可再生能源電力消納、配額監測核算信息共享體系及機制，實現雙方信息共享、深度交互，為自愿綠證交易及核算工作奠定基礎。
四是需完善會計核算科目。現階段對于法人單位而言，不論是超額消納量交易或自愿綠證交易，相關支出費用均需要設置會計科目，但目前尚未設置相關科目，這也將給履約交易造成一定困擾。此外，如需要通過超額消納量交易或自愿綠證交易進行年度消納責任履約，建議集中交割的時間與證券市場上市公司披露年度報告的時點相一致，更有利于實際操作。（本文內容僅代表作者個人觀點）
本文刊載于《中國電力企業管理》2019年12期，作者供職于國網冀北電力有限公司
