习近平主席在2020年9月22日和12月12日，两次在国际大会上向世界承诺：中国将在碳减排方面做出自己的贡献，二氧化碳排放力争在2030年前达到峰值，在2060年前实现碳中和。到2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳光能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。
为响应“3060目标”，可再生能源电力消纳发展脚步加快。2020年底，多个地区陆续出台可再生能源电力消纳保障措施，据泛能网统计，以下省市明确规定了售电公司承担的总体消纳责任和非水可再生消纳责任。
（来源：微信公众号“泛能网电力交易” 作者：李老师）
山东省没有直接公布每个市场主体应该承担的消纳比例，但是已经明确公布了第一季度非水可再生能源消纳责任电量分解结果，售电公司和电力用户都要承担相应的消纳责任。
由于有些区域可再生能源电力装机不足，或缺少交易政策支持，售电公司缺少操作空间，所以暂时采取保守措施或观望态度。泛能网通过调研了解到，有新能源发电资源的售电公司，全额或将大部分新能源发电量和自己的售电公司签约；其他售电公司等待进一步政策和详细交易细则的出台，然后再采取措施；还有少量售电公司完全没有关注此事。
北京电力交易中心近期发布的《北京电力交易中心可再生能源电力超额消纳量交易规则（试行）》（以下简称规则），为售电公司参与省间可再生能源超额消纳量交易指明了方向。该交易规则将于近期试行。除北京电力交易中心外，目前只有广东出台了可再生能源电力消纳量交易相关细则。
先来回顾一下可再生能源电力消纳量的来源：
在电力市场上购买的，明确售电侧是可再生能源电力的合约电量，并完成实际消纳；
从电网获得的分摊的可再生能源电量；
经由省能源局或国家能源局认定的自发自用可再生能源电量；
按集中竞价、统一边际电价出清等未明确市场主体结算电量中可再生能源成分的市场化交易类型，按同一交易序列总成交量中可再生能源电量比例，计算市场主体对应的消纳量；
对于合同转让交易，由可再生能源替代其他能源发电产生的消纳量，按可再生能源实际结算电量，计入合同出让方对应的购电市场主体消纳量；
从其他承担消纳责任的市场主体购买的消纳量；
购买的绿证折抵的消纳量。
本次北京交易中心发布的规则明确指出，能够参与省间交易的是超额消纳量。未完成消纳责任时，不能出售消纳量。超额消纳量交易通过可再生能源电力消纳凭证交易系统开展，交易标的物为超额消纳凭证，交易最小单位1MWh。在交易系统中，消纳量包含以下信息：电量类型，消纳时间，生产省份，消纳省份，消纳主体。水电和非水超额消纳凭证交易同时组织，自身消纳责任权重和所在省级行政区消纳责任权重均完成的前提下，可以向外省市场主体出售超额消纳凭证，否则，只能从外省买入消纳凭证。
消纳量计算
总消纳量=水电消纳量+非水电消纳量+绿证认购量；
总非水电消纳量=非水电消纳量+绿证认购量。
超额消纳量计算
当市场主体的（水电消纳量+非水电消纳量）≥最低总量消纳责任权重对应消纳量时，总超额消纳量=水电消纳量+非水电消纳量-最低总量消纳责任权重对应消纳量，否则不存在总超额消纳量。总超额消纳量是可出售总消纳量的上限。
当市场主体的非水电消纳量≥最低非水消纳责任权重对应消纳量时，非水电超额消纳量=非水电消纳量-最低非水消纳责任权重对应消纳量，否则不存在非水电超额消纳量。非水电超额消纳量是可出售非水电消纳量的上限。
上述公式都在交易规则的第十五条内容里。所以有理由相信，绿证认购量可以纳入总非水电消纳量和总消纳量，但是并不能增加超额消纳量。
超额消纳量不能跨年。绿证折抵的消纳量不可交易，不可跨年，1个绿证等同1MWh非水电消纳量。超额消纳凭证只允许交易一次。
交易采用双边协商，集中竞价，挂牌和滚动撮合方式开展。双边协商和挂牌交易原则上不限价；集中竞价和滚动撮合，可以对报价或者结算价格设置上限。
交易组织时间：原则上省间超额消纳量交易只有年度交易，可以避免市场投机行为。每年年度电量结算工作完成后第二周开展。提前3个工作日发布交易公告，内容包括：交易时间、交易品种、交易方式、限价。
交易结算：省间交易由买卖双方所在的省电力公司进行资金结算，交易完成后当月或次月随电费完成资金结算。北京电力交易中心于次月完成市场主体消纳量核算。
该规则发布之日起执行，有效期2年。
该规则对售电公司来说，是完成可再生能源电力消纳的最后手段。将全部的消纳量盈余或缺口押注在一年一次的跨区交易上，风险较大。对比《广东省可再生能源电力交易细则》，建议售电公司：
在年初和每月优先进行省内新能源电力交易，购买一定新能源电量；
自建或引导代理用户建设可再生能源发电设备，并对发用电量进行监测，计量结果要经过国家能源局或省能源局认可；
对可再生能源结算电量、电网分配电量、其他分配/分摊的可再生能源电量进行记录和统计；
对年度总用电量和可再生能源电量、非水可再生能源电量进行月度累计和年度预测；
评估省内可再生能源电量的供需关系，对可再生能源电量和消纳量价格进行预测；
对绿证价格走势进行预测；
制定消纳量和绿证的交易策略，每月调整消纳量仓位（包括绿证折抵的消纳量）；
在次年的跨区超额消纳量交易中，做最终调整。
通过中长期、短期规划，合理分配仓位和资金，控制风险和降低完成消纳责任的成本。
最后，梳理一下国家和地区发布的可再生能源消纳和碳排放权交易相关的政策文件。国家层面，在2019年5月，国家发改委和国家能源局联合印发了807号文。807号文确定售电公司和电力用户协同承担可再生能源电力消纳责任。
2021年1月，《碳排放权交易管理办法（试行）》发布，标志着经过3年准备，全国碳市场发电行业第一个履约周期正式启动。
807号文发布之后，多个省、直辖市的发改委、能源局、能监办先后制定并发布区域可再生能源电力消纳实施方案，明确消纳责任权重及分配，对消纳责任权重履行方式、职责分工、考核要求进行说明。截至目前，只有广东省和北京电力交易中心公布了消纳量交易规则，其他区域的售电公司和电力用户如何在区域内部执行消纳责任，还需要等待进一步政策出台。
2020年已经结束，市场主体实际完成的可再生能源电力消纳量已经发生。同时考虑到各地区细则还未出台，所以2020年消纳责任最可能的执行方式，是各区域市场主体通过北京交易中心组织的超额消纳量交易和绿证交易，完成2020年可再生能源电力消纳责任权重。当然也有一些地区会采用和广东一样的措施：在全省年度可再生能源电力消纳责任权重超过国家下达的最低目标的前提下，所有市场主体消纳责任权重均视为完成。
在2021年，各市场主体应从年初就提前制定年度可再生能源电力消纳计划和策略，从可再生能源投资、新能源电力交易、绿证购买、月度消纳量交易等方面提前采取措施。售电公司承担可再生能源消纳，但是不承担碳减排责任，所以可以考虑通过例如绿电零售套餐合约的方式，帮助电力用户实现绿电购买，减少碳排放，同时还可以将可再生能源电力消纳产生的额外成本，部分传导给电力用户。
