可再生能源发电全额保障性收购管理办法

第一章 总 则

第一条 为贯彻落实《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（ 中发〔 2015〕 9 号） 及相关配套文件的有关要求， 加强可再生能源发电全额保障性收购管理， 保障非化石能源消费比重目标的实现， 推动能源生产和消费革命， 根据《中华人民共和国可再生能源法》 等法律法规， 制定本办法。

第二条 本办法适用于风力发电、 太阳能发电、 生物质能发电、 地热能发电、 海洋能发电等非水可再生能源。 水力发电参照执行。

第二章 全额保障性收购

第三条 可再生能源发电全额保障性收购是指电网企业（ 含电力调度机构） 根据国家确定的上网标杆电价和保障性收购利用小时数， 结合市场竞争机制， 通过落实优先发电制度， 在确保供电安全的前提下， 全额收购规划范围内的可再生能源发电项目的上网电量。

水力发电根据国家确定的上网标杆电价（ 或核定的电站上网电价） 和设计平均利用小时数， 通过落实长期购售电协议、 优先安排年度发电计划和参与现货市场交易等多种形式， 落实优先发电制度和全额保障性收购。 根据水电特点， 为促进新能源消纳和优化系统运行， 水力发电中的调峰机组和大型机组享有靠前优先顺序。

第四条 各电网企业和其他供电主体（ 以下简称电网企业）承担其电网覆盖范围内， 按照可再生能源开发利用规划建设、 依法取得行政许可或者报送备案、 符合并网技术标准的可再生能源发电项目全额保障性收购的实施责任。

第五条 可再生能源并网发电项目年发电量分为保障性收购电量部分和市场交易电量部分。 其中， 保障性收购电量部分通过优先安排年度发电计划、 与电网公司签订优先发电合同（ 实物合同或差价合同） 保障全额按标杆上网电价收购； 市场交易电量部分由可再生能源发电企业通过参与市场竞争方式获得发电合同，电网企业按照优先调度原则执行发电合同。

第六条 国务院能源主管部门会同经济运行主管部门对可再生能源发电受限地区， 根据电网输送和系统消纳能力， 按照各类标杆电价覆盖区域， 参考准许成本加合理收益， 核定各类可再生能源并网发电项目保障性收购年利用小时数并予以公布， 并根据产业发展情况和可再生能源装机投产情况对各地区各类可再生能源发电保障性收购年利用小时数适时进行调整。 地方有关主管部门负责在具体工作中落实该小时数， 可再生能源并网发电项目根据该小时数和装机容量确定保障性收购年上网电量。

第七条 不存在限制可再生能源发电情况的地区， 电网企业应根据其资源条件保障可再生能源并网发电项目发电量全额收购。

第八条 生物质能、 地热能、 海洋能发电以及分布式光伏发电项目暂时不参与市场竞争， 上网电量由电网企业全额收购； 各类特许权项目、 示范项目按特许权协议或技术方案明确的利用小时数确定保障性收购年利用小时数。

第九条 保障性收购电量范围内， 受非系统安全因素影响，非可再生能源发电挤占消纳空间和输电通道导致的可再生能源并网发电项目限发电量视为优先发电合同转让至系统内优先级较低的其他机组， 由相应机组按影响大小承担对可再生能源并网发电项目的补偿费用， 并做好与可再生能源调峰机组优先发电的衔接。 计入补偿的限发电量最大不超过保障性收购电量与可再生能源实际发电量的差值。 保障性收购电量范围内的可再生能源优先发电合同不得主动通过市场交易转让。

因并网线路故障（ 超出设计标准的自然灾害等不可抗力造成的故障除外）、 非计划检修导致的可再生能源并网发电项目限发电量由电网企业承担补偿。

由于可再生能源资源条件造成实际发电量达不到保障发电量以及因自身设备故障、 检修等原因造成的可再生能源并网发电项目发电量损失由可再生能源发电项目自行承担， 不予补偿。 可再生能源发电由于自身原因， 造成不能履行的发电量应采用市场竞争的方式由各类机组竞价执行。

可再生能源并网发电项目保障性收购电量范围内的限电补偿费用标准按项目所在地对应的最新可再生能源上网标杆电价或核定电价执行。

第十条 电网企业协助电力交易机构（ 未设立交易机构地区由电网企业负责） 负责根据限发时段电网实际运行情况， 参照调度优先级由低到高顺序确定承担可再生能源并网发电项目限发电量补偿费用的机组范围（ 含自备电厂）， 并根据相应机组实际发电量大小分摊补偿费用。 保障性收购电量范围内限发电量及补偿费用分摊情况按月统计报送国务院能源主管部门派出机构和省级经济运行主管部门备案， 限发电量补偿分摊可根据实际发电情况在月度间滚动调整， 并按年度结算相关费用。

第十一条 鼓励超出保障性收购电量范围的可再生能源发电量参与各种形式的电力市场交易， 充分发挥可再生能源电力边际成本低的优势， 通过市场竞争的方式实现优先发电， 促进可再生能源电力多发满发。

对已建立电力现货市场交易机制的地区， 鼓励可再生能源发电参与现货市场和中长期电力合约交易， 优先发电合同逐步按现货交易及相关市场规则以市场化方式实现； 参与市场交易的可再生能源发电量按照项目所在地的补贴标准享受可再生能源电价补贴。

第三章 保障措施

第十二条 国务院能源主管部门按照全国可再生能源开发利用规划， 确定在规划期内应当达到的可再生能源发电量占全部发电量的比重。 省级能源主管部门会同经济运行主管部门指导电网企业制定落实可再生能源发电量比重目标的措施， 并在年度发电计划和调度运行方式安排中予以落实。

第十三条 省级经济运行主管部门在制定发电量计划时， 严格落实可再生能源优先发电制度， 使可再生能源并网发电项目保障性收购电量部分通过充分安排优先发电并严格执行予以保障。发电计划须预留年内计划投产可再生能源并网发电项目的发电计划空间， 在年度建设规模内的当年新投产项目按投产时间占全年比重确定保障性收购年利用小时数。

第十四条 电网企业应按照本办法与可再生能源并网发电项目企业在每年第四季度签订可再生能源优先发电合同。

第十五条 电网企业应按照节能低碳电力调度原则， 依据有关部门制定的市场规则， 优先执行可再生能源发电计划和可再生能源电力交易合同， 保障风能、 太阳能、 生物质能等可再生能源发电享有最高优先调度等级， 不得要求可再生能源项目向优先级较低的发电项目支付费用的方式实现优先发电。 电网企业应与可再生能源发电企业在共同做好可再生能源功率预测预报的基础上， 将发电计划和合同分解到月、 周、 日、 小时等时段， 优先安排可再生能源发电。

第十六条 电网企业应建立完善适应高比例可再生能源并网的调度运行机制， 充分挖掘系统调峰潜力， 科学安排机组组合，合理调整旋转备用容量， 逐步改变按省平衡的调度方式， 扩大调度平衡范围。 各省（ 区、 市） 有关部门和省级电网企业应积极配合， 促进可再生能源跨省跨区交易， 合理扩大可再生能源电力消纳范围。

第十七条 风电、 太阳能发电等可再生能源发电企业应配合电网企业加强功率预测预报工作， 提高短期和中长期预测水平，按相关规定向电网企业或电力交易机构提交预报结果， 由电网企业统筹确定网内可再生能源发电预测曲线， 确保保障性收购电量的分解落实， 并促进市场交易电量部分多发满发。 可再生能源发电企业应按有关规定参与辅助服务费用分摊。

第十八条 建立供需互动的需求侧响应机制， 形成用户参与辅助服务分担共享机制。 鼓励通过价格手段引导电力用户优化用电负荷特性， 实现负荷移峰填谷。 鼓励用户参与调峰调频等辅助服务， 提高系统的灵活性和可再生能源消纳能力。

第四章 监督管理

第十九条 国务院能源主管部门及派出机构履行可再生能源发电全额保障性收购的监管责任。

第二十条 国务院能源主管部门派出机构应会同省级经济运行主管部门， 根据本办法， 结合本地实际情况， 制定实施细则，报国家发展改革委、 国家能源局同意后实施。

第二十一条 国务院能源主管部门派出机构会同省级能源主管部门和经济运行主管部门负责对电网企业与可再生能源并网发电项目企业签订优先发电合同情况和执行情况进行监管。

第二十二条 可再生能源并网发电项目限发电量由电网企业和可再生能源发电企业协助电力交易机构按国家有关规定的进行计算统计。 对于可再生能源并网发电项目限发电量及补偿费用分摊存在异议的， 可由国务院能源主管部门派出机构会同省级经济运行主管部门协调。

第二十三条 对于发生限制可再生能源发电的情况， 电网企业应及时分析原因， 并保留相关运行数据， 以备监管机构检查。相关情况由国务院能源主管部门及派出机构定期向社会公布。

第五章 附则

第二十四条 本办法由国家发展改革委、 国家能源局负责解释， 并根据电力体制改革和电力市场建设情况适时修订。

第二十五条 本办法自发布之日起施行。