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1、湖南省可再生能源发电全额保障性收购管理实施细则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的若干意见（中发【2015】9号）及相关配套文件精神，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和国家发改委可再生能源发电全额保障性收购管理办法（发改能源【2016】625号）等法律法规，结合湖南实际，制定本实施细则。第二条本细则适用于湖南境内接入省内电网企业或周边省市以点对网方式联结湖南电网的风力发电、太阳能发电、生物质能发电、地热能发电等非水可再生能源和水力发电。第二章全额保障性收购第三条可再生能源全
2、额保障性收购是指电网企业（含电力调度机构）根据价格主管部门批准的上网电价和能源主管部门确定的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，在确保电力系统安全的前提下，全额收购规划范围内的可再生能源发电项目的上网电量。水力发电根据价格主管部门核定的上网电价和能源主管部门批准的多年平均利用小时数（新投水电站按主管部门批准的设计利用小时数），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。在有利于促进新能源消纳和优化系统运行的前提下，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它供电主体（以下简称电网企业
3、）承担其电网覆盖范围内，符合可再生能源开发利用规划、依法取得行政许可、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。当一个地区存在两个或两个以上有消纳能力和有接入条件的电网企业时，可再生能源发电企业有权选择任一电网企业接入,电网企业不得拒绝。消纳能力较强、接入条件较优的电网企业应积极承担电网覆盖范围内的可再生能源发电项目接入电网和全额保障性收购的责任。.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。发电项目划分以能源主管部门核准文件为依据。一个发电企业拥有多个可再生能源发电项目的,计算年发电量时，以单个发电项目为单位分立计算，不能累加。保障性收购
4、电量部分通过优先安排全年发电计划、与电网企业签订优先发电合同（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。第六条可再生能源发电不存在限制时，电网企业应根据其资源条件保障可再生能源并网发电全额收购。本省可再生能源发电发生限发弃电时，能源监管机构会同能源主管部门、经济运行主管部门根据电网输送和系统消纳能力，参考准许成本加合理收益原则，向国家能源主管部门（经济运行主管部门）申请核定省内各类可再生能源并网发电项目保障性收购年利用小时数，并根据产业发展和可再生能源装机投产情况适时提出调整申请。
5、在核定（调整）批复后，省能源主管部门会同有关部门落实该小时数，公布各个发电项目按该小时数和装机容量确定保障性收购年上网电量。第七条生物质能、地热能和分布式光伏发电项目暂不参与市场竞争，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利用小时数（如数据显失公允，监管机构会同能源主管部门核定）。在发生可再生能源发电严重受限，且出现大量弃风、弃光或弃水时，生物质能电厂应停备，为消纳无调节能力的风电、光电和水电腾出发电空间。第八条保障性收购电量范围内，受非系统安全因素影响,在电力调度科学合理或符合现行制度安排的前提下，非可再生能源发电挤占消纳空间
6、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它机组，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。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、电力调度不当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，或因发电企业管理不善、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其自行承担，不予补偿。可再生能源并网发电项目
7、保障性收购电量范围内的限电补偿费用标准按我省最新可再生能源上网标杆电价或发电项目核定电价执行。第九条电网企业协助电力交易机构（交易机构正式独立运营前由电网企业负责）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能源监管机构和经济运行主管部门备案。限发电量补偿分摊根据实际发电情况在月度滚动间调整，并按年度结算相关费用。第十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
8、发电边际成本低的优势，通过市场竞争的方式实现优先发电，促进可再生能源多发满发。参与市场交易的可再生能源发电量按照按我省补贴标准分类享受可再生能源电价补贴。超出电量不参与市场交易或未达成交易者，不纳入全额保障性收购范畴。有关主管部门应放开对可再生能源发电企业的市场准入，电网企业（含调度、交易机构）应为申请进入市场的可再生能源发电企业公平无歧视地创造条件，规范启动相关市场交易，通过市场机制促进可再生能源发电全额保障性收购。在已建立电力现货市场交易机制的地区，可再生能源发电参与现货交易和中长期电力合约交易，优先发电合同逐步按现货交易和相关交易规则以市场化方式实现。现货市场未建立运营之前，可再生能源发
9、电项目可以根据预判提前进入市场参与交易；在年发电量超出全额保障性收购电量时必须进入市场参与交易，否则，不受全额保障性收购保障。鉴于我省水电上网电价差异性大，且承担了大量交叉补贴,水电超出电量参与市场交易时，应由省级价格主管部门核定交叉补贴电价。交叉补贴电价标准为该水电发电项目核定上网电价与电网企业上年度平均购电价格的差额。第三章保障措施.第十一条省能源主管部门会同经济运行主管部门指导电网企业制定相关措施，落实国务院能源主管部门确定的可再生能源发电量比重目标，并在年度发电计划和调度运行方式中予以落实。E能源监管机构负责监管可再生能源发电量比重目标落实，并在市场建设规划中，对可再生能源发电量参与市
10、场交易作出优先安排。第十二条省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。第十三条电网企业按照本细则与可再生能源并网发电项目在每年第四季度签订可再生能源优先发电合同。第十四条电网企业（含调度交易机构）应履行可再生能源全额保障性收购的法定责任与义务:（一）执行可再生能源发电上网相关法规政策，执行能源监管机构制定的市场规则和相关部门规定，为可再生能源发电
11、项目提供接入电网、电力调度、电力交易和电费结算等服务；（二）按照节能低碳电力调度原则和相关市场规则，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、水电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发业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；（三）与可再生能源企业共同做好可再生能源功率预测预报,将发电计划和合同分电项目分解到月、周、日、小时等时段，优先安排可再生能源发电；（四）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。积极争取上级电网企业（调度机构）的支持，促进跨省跨区交
12、易，开拓省外市场，逐步改变按省平衡的调度方式，合理扩大可再生能源电力消纳范围；（五）电力交易机构独立运营后，有关市场交易的相关职责义务由电力交易机构承担。第十五条可再生能源发电企业应履行相关责任与义务，促进全额保障性收购：（一）可再生能源发电企业应加强自身管理，积极参与市场交易，充分利用资源。因自身管理原因（或消极参与市场交易、或未达成市场交易）而造成资源浪费的，相应损失电量由能源监管机构委托电力调度机构统计汇总，并按其损失电量核减相应发电项目本年度或下年度保障性收购电量；（二）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
13、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;（三）可再能源发电企业应严格执行并网运行有关规定，并按规定参与辅助服务费用分摊或参与辅助服务市场。第十六条探索建立辅助服务市场，鼓励相关发电机组、储能装置和用户参与辅助服务，提高系统的灵活性和可再生能源消纳能力。（一）能源监管机构负责建设辅助服务市场机制，引导各类市场主体参与辅助服务市场。探索建立抽水蓄能电厂及其它储能装置专项辅助服务市场。探索建立供需互动的需求侧响应机制，形成用户参与的辅助服务分担共享机制。（二）价格主管部门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。第十七条除
14、以下情况外，省内可再生能源发电消纳空间和输电通道不得被挤占：（一）因系统安全，必须安排非可再生能源发电;（二）国家指令性计划电能输入；（S）抽水蓄能电厂为顶峰填谷、抽发循环确需发电；（四）可再生能源发电项目完成年度保障性收购电量，其超出电量不参与市场交易或参与市场交易而未达成交易。第十八条当消纳空间严重不足，可再生能源发电项目确需限发弃电时，应积极采取以下措施：（一）启动市场激励机制，促进抽水蓄能电厂充分利用，为低谷时段可再生能源充分利用拓展消纳空间；（二）可再生能源发电企业和电网企业可参与相关市场机制,按照市场规则，采取必要的价格激励措施，扩大用电需求，拓展可再生能源消纳空间；（三）价格主管
15、部门可以启动特殊时期的需求侧峰谷电价；（四）鼓励省内可再生能源参与跨省跨区交易，开拓省外市场空间；（五）在未建立实施有效的市场机制之前，电力调度机构应制定相应的调度方案（规则），报能源监管机构备案后实施；（六）按照充分利用资源、避免资源浪费的原则，可再生能源发电项目中具备调节能力且有一定调节空间时，应让发生限发弃电的可再生能源发电项目优先发电上网。具有调节能力的生物质能电厂和水库电站可以根据实际情况安排停机备用，为其它已发生或即将发生限发弃电的可再生能源发电项目让出发电空间。第十九条为避免违规发电项目挤占可再生能源发电空间，能源主管部门会同能源监管机构加强热电联产发电机组的管理,严厉打击各类形
16、式的小火电，严厉查处违规掺烧等行为，规范热电联产机组管理，不符合规定的热电联产机组应停止运行。第二十条鼓励电力用户购买使用可再生能源电力。能源监管机构为累计购买一定额度可再生能源电能的用户颁发相关证书。电网企业应为可再生能源电力交易开辟绿色通道，并为相关用户创造必要条件，提供相关优质服务。第二十一条为充分利用水库电站的调节能力，挖掘我省可再生能源消纳空间，能源管理有关部门、电网企业（调度交易机构）与水行政主管部门（防汛指挥机构）应建立沟通协调机制。第四章监督管理第二十二条能源监管机构履行可再生能源发电全额保障收购的监管责任，负责监管电网企业（含调度交易机构）、发电企业和其它市场主体遵守可再生能源法规政策；负责监管可再生能源发电项目接入电网、电力调度、电力交易和电费结算等行为；负责制定相关监管办法和规则；负责调查处理相关违规行为，协
