关于印发《山西省可再生能源发电全额保障性收购暨补贴管理办法》的通知

　　晋监能［2017]6号

　　国家能源局山西监管办公室

　　山西省发展和改革委员会

　　山西省经济和信息化委员会  山西省财政厅

　　关于印发《山西省可再生能源发电全额

　　保障性收购暨补贴管理办法》的通知

　　各有关电力企业、山西电力交易中心有限公司:

　　根据《山西省电力体制改革重点任务分工方案》（晋电改办发【2016】1号）要求，我们制定了《山西省可再生能源发电全额保障性收购暨补贴管理办法》，并经省电力体制改革领导小组第六次会议讨论通过。现印发给你们，请认真贯彻执行。

　　附件：山西省可再生能源发电全额保障性收购暨补贴管理办法

　　国家能源局山西监管办公室                   山西省发展和改革委员会

　　山西省经济和信息化委员会                   山西省财政厅

　　2017年4月28日

    附件

　　山西省可再生能源发电全额保障性收购

　　暨补贴管理办法

　　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）及相关配套文件精神，加强可再生能源发电全额保障性收购管理，推动能源生产和消费革命，根据国家发改委《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）、《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》（发改能源［2016］1150号）和财政部《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》（财建【2012】102号）等文件要求，结合山西实际，制定本办法。

　　第二条  本办法适用于山西省境内风力发电、太阳能发电、生物质能发电、地热能发电等非水可再生能源。水力发电参照执行。

　　第二章全额保障性收购

　　第三条  可再生能源全额保障性收购是指各电网企业，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。

　　各水电站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，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  山西省内电网企业和其他供电主体（以下简称电网企业）承担接入其电网范围内，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；各可再生能源项目单位应加强功率预测，配合电网企业做好保障性电量收购相关工作；火电企业应积极参与风火深度调峰交易。

　　第五条  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。消纳能力强、接入条件较优的电网企业应积极承担电网覆盖范围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。

　　第六条  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合同、与电网公司签订优先发电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。

　　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别计算，不能累加。

　　第七条  省经信委在编制年度发电调控目标时，根据可再生能源全额保障性收购利用小时数，预留保障性收购电量部分，作为优先年度发电计划。

　　山西能源监管办会同省发改委、省经信委，根据我省产业发展、居民供热保障、用电负荷特性及系统运行方式变化，可再生能源装机投产情况适时向国务院能源主管部门申请调整各类可再生能源并网发电项目保障性收购年利用小时数。

　　第八条  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。

　　第九条  生物质、地热能、分布式光伏、分散式风电以及新能源扶贫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。

　　第三章保障性收购电量

　　第十条  电网企业根据省经信委按国家下达的保障收购利用小时数制定的全省可再生能源保障性收购年发电量，结合各项目生产自用电情况（发电厂（站）用电率）计算出保障性收购年上网电量。

　　第十一条  各可再生能源项目应根据历史和中长期功率预测信息将全年的保障性收购电量分解至月，报送相应电网调度机构。

　　第十二条  电网企业根据省经信委预留的年度保障性收购电量，按照优先发电原则，在确保电网安全和民生供热前提下，根据历史和中长期功率预测信息与各可再生能源发电企业申报的分月保障性收购电量申请，结合电网方式、用电需求等条件，编制各可再生能源项目的保障性收购发电计划。

　　第十三条  因可再生能源项目自身原因导致未能完成的电量计划（超出设计标准的自然灾害等不可抗力造成故障影响的电量除外），由可再生能源项目承担由此产生的偏差责任，未完成电量纳入保障性收购电量统计范围。

　　第十四条  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，将发电计划和合同逐步纳入到日前计划，优先安排可再生能源发电。同时，根据可再生能源发电企业提交的预报结果，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。

　　第十五条  在保障性收购电量范围内，受非系统安全因素影响或火电机组未执行核准的技术出力标准（电网应子以公示出力标准），导致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，由相应机组按实际影响电量承担对可再

　　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。

　　第十六条  对应于保障性收购电量的可再生能源优先发电合同不得主动通过市场交易转让。

　　第十七条  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。

　　第十八条  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其自行承担，不予补偿。

　　第十九条  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，并根据市场规则优先同类可再生能源发电项目或低碳原则优先的项目执行。

　　第二十条  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核定电价执行

　　第二十一条  电网企业协助电力交易机构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。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。

　　第四章市场交易电量

　　第二十二条  可再生能源发电项目在完成保障性电量基础上，应充分发挥电力边际成本较低的优势，通过市场竞争的方式实现优先发电，以争取最大程度提高可再生能源发电份额和设备利用率。受限时，未完成保障性收购电量与已完成保障性收购电量中优先执行未完成保障性收购电量：均已完成保障性收购电量时，优先执行有交易电量的可再生能源电量。

　　第二十三条  有关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。

　　第二十四条  在安全和技术许可条件下，应优先安排可再生能源发电项目参加以下交易电量（包括但不限于以下品种）

　　（－）风火深度调峰交易

　　（二）大用户直接交易；

　　（三）发电权交易，替代落后小机组和自备电厂；

　　（四）西龙池交易；

　　（五）跨省区外送电；

　　（六）低谷电采暖交易。

　　第二十五条  现货市场建立运营之前，可再生能源发电项目可以根据预判，在未超出保障性收购电量时进入市场参与交易；在年发电量超出保障性收购电量时应进入市场参与交易，否则不受全额收购保障；超出电量不参与市场交易或未达成交易者按照发电企业市场交易最低价或指定保底价格收购。

　　第二十六条  电力现货市场交易机制建立运营后，鼓励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及相关市场规则以市场化方式实现。

　　第二十七条  参与市场交易的可再生能源发电量按照山西省补贴标准分类享受可再生能源电价补贴。

　　第五章电价补贴管理

　　第二十八条  可再生能源发电项目的上网电价，由国务院价格主管部门根据不同类型可再生能源发电的特点和不同地区的情况，按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定并根据可再生能源开发利用技术的发展适时调整。上网电价向社会公开公布。国家发布的上网电价为含增值税的电价标准。

　　第二十九条  可再生能源发电项目上网电价由两部分构成：一是常规能源发电平均上网电价（山西省燃煤发电机组标杆上网电价），二是高于常规能源发电平均上网电价的差额，即可再生能源发电财政补贴资金。

　　可再生能源发电财政补贴，由在全国范围对销售电量征收可再生能源电价附加补偿。中央财政部门通过电网企业转付资金方式，对纳入财政补贴目录的可再生能源发电项目补贴。

　　第三十条  专为可再生能源发电项目接入电网系统而发生的工程投资和运行维护费用，按照可再生能源发电上网电量给予适当补助。补助标准为：50公里以内每千瓦时1分钱，50－100公里每千瓦时2分钱，100公里及以上每千瓦时3分钱。

　　第三十一条  可再生能源发电项目和接网工程享受补贴，必须按照规定完成项目确认、补助目录申请、补助目录发布等前置条件。纳入国家公布的可再生能源发电补助目录的项目，才能申请取得可再生能源发电或接网工程补助资金。

　　补助目录审批：按属地原则向地市级财政、价格、能源主管部门提出纳入补助目录申请，经审核后逐级上报。

　　纳入可再生能源发电补助目录的项目，履行补助资金申报、补助资金拨付等程序后享受补贴。

　　第三十二条  常规可再生能源发电项目，项目确认由省发改委初审、国家能源局审批；补助目录审批由省财政厅、省发改委联合初审后报财政部、国家发改委、能源局审批；补助资金申请由省级电网企业按月上报国网公司，国家电网公司审核江总后统一报财政部；补助资金由财政部统一拨付至电网公司。

　　在常规可再生能源发电项目纳入国家补助目录前，在当地燃煤机组标杆上网电价以内的部分，由当地电网公司结算，待纳入国家补助目录后，其发电项目上网电价高出燃煤标杆电价的部分再通过财政部拨付的补助资金子以清算。清算时优先转付生物质能发电项目，其他项目按需结补贴所对应电量的时间顺序依次清算。

　　第三十三条  分布式光伏发电项目，按照国家和山西省政策规定，区分自然人和非自然人发电项目采用不同流程。

　　自然人分布式光伏发电项目：由当地电网企业直接登记并集中向各市（扩权强县试点县、省级转型综改试点县）发展改革委（局）备案，自然人项目仅限于自然人利用自有住宅屋顶及其附属场所所建设的发电项目。自然人分市式项目不再按目录制管理项目并网发电即可按电量享受补贴。

　　非自然人分布式光伏发电项目：项目确认由项目单位提出备案申请，法人单位申报的屋顶分布式光伏发电项目及全部自发自用的地面分布式光伏发电项目由各市（扩权强县试点县、省级转型综改试点县）发展改革委（局）备案，非自发自用地面电站由省发改委根据年度指标规模实行备案管理。

　　第三十四条  非自然人分布式光伏发电项目需纳入国家补助目录管理，在纳入目录前，电网公司按当地燃煤机组标杆价结算上网电费，待纳入补助目录后，再按光伏电站上网价与燃煤标杆价的差额清算补助资金。

　　第三十五条  为促进太阳能光伏扶贫工程，国家和省政府部门实施的分布式光伏发电项目优先享受可再生能源发电补助。

　　第六章保障措施

　　第三十六条  省经信委会同省发改委指导电网企业制定相关措施，落实国家确定的山西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安排中予以落实。

　　第三十七条  省经信委在编制年度发电调控目标时，严格落实可再生能源优先发电制度，预留可再生能源保障性收购电量，使可再生能源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。年度发电调控目标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。

　　第三十八条  除资源条件影响外，未达到最低保障收购年利用小时数要求的地区，不得再新开工建设风电、光伏电站项目（含已纳入规划或完成核准的项目）。

　　第三十九条  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，执行国家能源局及其派出机构制定的市场规则和相关部门规定，为可再生能源发电项目提供接入电网、电力调度、电力交易和电费结算等服务；

　　（二）参与可再生能源规划、项目审核、技术审查等工作；

　　（三）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；

　　（四）优先结算当月的可再生能源保障性收购电量，月度保障性收购电量结算完成后再结算市场交易电量，年终统一清算。

　　（五）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，合理扩大调度平衡范围；积极争取国家及区域电网企业（调度机构）的支持，促进跨省跨区交易，支持可再生能源发电企业外送，积极开拓省外市场，合理扩大可再生能源电力消纳范围。

　　第四十条  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）加强自身管理，积极参与市场交易，充分利用资源。因自身管理原因造成资源浪费的，相应损失电量由山西能源监管办委托电力调度机构统计汇总，并按其损失电量计入相应发电项目本年度保障性收购电量；

　　（二）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；

　　（三）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交易。

　　第四十一条  逐步建立辅助服务市场，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。能源监管机构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。建立完善抽水蓄能电厂及其它储能装置专项辅助服务市场。逐步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。

　　第四十二条  除以下情况外，省内可再生能源发电消纳空间和输电通道不得被挤占：

　　（一）因系统安全及按照政府核定的保民生供热所需发电；

　　（二）国家指令性计划电能输入；

　　（三）抽水蓄能电厂为顶峰填谷、抽发循环确需发电；

　　（四）水电站排凌排洪所需发电。

　　第四十三条  在保证电网安全前提下，未达到以下条件时不得要求可再生能源参与调峰：

　　（－）按照电网运行有关管理规定，在保证电网安全裕度的前提下，电网低谷期间留用的AGC机组容量达到规程规定的最小容量。

　　（二）除低谷留用的AGC机组外，并网运行的火电厂按照最小运行方式规定有功出力减至最低。

　　（三）局部电网发生网架约束情况，有关输电线路或断面潮流接近电网稳定限值、有关并网火电厂按照调峰范围规定有功出力减至最低。

　　（四）山西电力调度机构根据电网实际情况，及时采取抽水蓄能机组泵工况运行措施。

　　（五）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。

　　第四十四条  由于可再生能源项目自身原因导致的以下电量损失，应计入完成保障性收购电量：

　　（一）可再生能源项目未达到电网安全运行技术条件发生的电量损失。

　　（二）可再生能源项目自身发电设备及其相应系统发生故障导致的电量损失（超出设计标准的自然灾害等不可抗力造成的故障除外）。

　　（三）未能按照国家规定开展功率预测、或预测准确性指标不满足国家要求，导致偏差损失的电量。

　　第四十五条  鼓励具备条件地区按照《关于加快推进山西省风电清洁供暖工作的实施意见》（晋发改新能源发【2016】585号），实施风电清洁供暖等可再生能源综合利用项目，冬季供暖期夜间利用风电替代燃煤锅炉进行清沽供暖，缓解电力负荷低谷时段风电并网运行困难。

　　第四十六条  山西能源监管办加强对热电联产机组调峰性能监管。严格核定热电联产机组最小出力，加强对热电比的监管，督促电力调度机构优化热电联产机组开机方式，挖掘系统调峰潜力，鼓励热电联产机组通过增加蓄热装置以及其他途径提高负荷调节能力。

　　第七章监督管理

　　第四十七条  省发改委承担全省新能源规划责任，以及全省可再生能源项目行政许可及备案责任；省经信委承担制定全省可再生能源项目年度保障性收购电量目标的责任；山西能源监管办承担全省可再生能源项目发电业务许可证颁发责任。

　　第四十八条  山西能源监管办会同省发改委、省经信委对优先发电执行情况、可再生能源发电量比重目标落实情况及全额保障性收购情况实施监管。

　　第四十九条  可再生能源发电企业的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进行计算统计。可再生能源发电企业的限发电量及补偿费用分摊情况按月统计报送山西能源监管办和省经信委备案。对限发电量及补偿费用分摊存在异议的，可由山西能源监管办会同省经信委协调。

　　第五十条  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。相关情况由山西能源监管办定期向社会公布。

　　第五十一条  山西能源监管办依据《国家能源局派出机构权力和责任清单（试行）》（国能法改（2015）425号），对未全额收购可再生能源的行为开展行政检查和行政处罚。

　　第八章附则

　　第五十二条  本办法由山西能源监管办会同山西省发改委、省经信委、省财政厅负责解释，并根据电力体制改革、电力市场建设情况和可再生能源发展情况适时修订。

　　第五十三条  本办法自发布之日起施行。