一、基本原则 (一)统筹衔接。加强与能源统计、碳排放核算等制度衔接， 统筹考虑物理连接、电能量交易、绿证绿电交易等因素，分类明确 非化石能源电力消费认定规则和省(自治区、直辖市，下同)市(地 级)两级、电力用户核算方法。 (二)稳妥有序。结合电力市场、绿证市场等建设，稳妥有序 推动核算规则由以电能量交易为基础向电能量交易与绿证交易并 行转变。试行过程中按年核算，后续研究探索缩短核算周期。 (三)科学合理。优先基于物理连接、市场交易等方式开展直 接认定，无法直接认定的合理分摊，做好省间和地级行政区域间非 化石能源电力消费核算增减平衡、避免重复计入。 二、非化石能源电力消费量的认定方式 (四)物理认定。非化石能源电力自发自用电量、绿电直连等 新业态新模式的自用电量，认定为电力用户的非化石能源电力消费 量。非化石能源发电项目生产耗用电，认定为所属发电企业的非化 石能源电力消费量。 (五)交易认定。包括电能量交易(包括非化石能源常规电能 量交易、绿电交易等，下同)、绿证交易(含绿证划转等，下同) 等两种认定方式。 对于可再生能源电力消费量，省级行政区域受入(送出)规模 以电能量交易、绿证交易进行认定;地级行政区域和电力用户下网 规模以绿证交易、绿电交易进行认定。用绿证作为认定依据的，应 为绿证核销量，并按照绿证对应电量生产时间计入相应核算年度， 鼓励电力用户随用随购、随购随销。 对于核电电力消费量，省级行政区域受入(送出)规模、地级 行政区域和电力用户下网规模以电能量交易进行认定。 (六)分摊认定。包括省间分摊和省内分摊等两种认定方式。 对于省间分摊，各省级行政区域受入(送出)电量，扣除非化 石能源电力交易认定量、化石能源电力交易电量等明确“一对一” 购售电关系和类型的电量后，如仍有剩余电量，统筹考虑所涉及省 级行政区域的电力结构、电能量交易关系等，开展非化石能源电力 消费省间分摊。 对于省内分摊，各省级行政区域经前述物理和交易认定到地级 行政区域和电力用户后的剩余电量，按照统一的省内分摊系数开展 非化石能源电力消费省内分摊。 (七)认定上限。结合省间省内电能量交易、电力用户下网电 量等情况，设置交易认定上限。省级层面，各省交易认定量应不超 过全部受入(送出)电量扣除跨省跨区输电通道配套化石能源发电 项目交易电量后的规模。地市层面，各地市交易认定量应不超过本 地市所有电力用户总下网电量。电力用户，交易认定量应不超过其 下网电量。 三、非化石能源电力消费量的核算方法 (八)省级层面。省级行政区域非化石能源电力消费量，根据 本省非化石能源发电项目发电量、省间交易认定量及省间分摊量进 行核算。 (九)地市层面。地级行政区域非化石能源电力消费量，根据 辖区内全体电力用户的物理认定、交易认定和省内分摊量以及非化 石能源发电项目的物理认定量(即非化石能源发电项目生产耗用 电)进行核算。 (十)电力用户。电力用户非化石能源电力消费量，根据自身 物理认定、交易认定和省内分摊量进行核算。 四、保障措施 (十一)明确责任主体。省级层面由国家发展改革委、国家能 源局组织开展核算，地市层面由省级能源主管部门组织开展核算， 电力用户所覆盖的范围及核算责任方由省级能源主管部门根据工 作需要研究明确，另有规定的从其规定。 (十二)加强落地实施。国家发展改革委、国家能源局会同相 关部门建立核算工作机制，明确工作流程、时间节点和责任单位; 加强政策跟踪评估和指导协调，做好规则宣贯，优化完善核算方法， 推动制修订相关标准;进一步完善绿证配套制度，完善省级绿证账 户系统功能，加快推动绿证市场建设。绿证核发机构和绿证交易机 构会同相关电力交易机构，加快完善绿证核发和交易系统功能，及 时披露绿证交易、电能量交易、交易认定上限等信息，加强对电力 用户的指导和提示，并按要求归集报送相关数据。省级能源主管部 门、省级双碳工作主管部门会同相关部门，组织电力交易机构、电 网企业等定期核算发布本省非化石能源电力消费分摊系数，满足地 市和电力用户认定核算需求。 (十三)做好衔接应用。做好与相关部门数据共享和工作对接， 支撑省级行政区域非化石能源消费比重统计核算、评价考核和高质 量发展综合绩效评价有关指标核算。做好与可再生能源消费最低比 重目标和可再生能源电力消纳责任权重政策衔接与应用。加强与碳 排放双控制度实施、碳排放统计核算、产品碳足迹管理等衔接，推 动完善相关标准规范，支撑各层级电力消费间接碳排放核算及产品 碳足迹核算。做好与绿证自愿消费有序衔接，引导支持有需求的组 织、企业及个人，结合其他应用场景参与绿证交易