为满足电力用户购买绿色电力需求，4月19日，国家能源局组织起草了《绿色电力交易专章（征求意见稿）》，作为《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号）的补充，现向社会公开征求意见。
电能量与绿证分开结算！风光为主，不得限价、不纳入峰谷分时电价 重点包括以下内容： 01 根据市场需要进一步拓展交易方式，鼓励绿色电力交易发用双方签订多年期绿色电力购买协议。 02 推动跨省区优先发电计划中的绿色电力，通过参与绿色电力交易的方式予以落实，扩大跨省区绿色电力供给，满足跨省区绿色电力消费需求。 03 对绿色电力交易价格进行明确的规定，绿证价格应由双方充分考虑可再生能源消纳责任权重、能耗双控、碳排放双控等因素通过市场化交易方式综合确定。 除国家有明确规定的情况外，以双边协商方式组织的绿色电力交易中，不对价格进行限价。 04 绿证价格不纳入峰谷分时电价机制、力调电费等计算，如遇国家政策调整，以最新规定为准。输配电线损电量部分对应的绿证归发电企业所有。 05 对于绿色电力交易、省级交易规则、跨省交易等相关规定，建立灵活的合同调整机制，按月或更短周期开展合同转让等交易。 该意见是首次国家层面统一的绿电交易指导性文件，同时该指导意见还明确绿电交易是电能量和绿证的双交易，绿色电力交易电能量部分与绿证部分分开结算： 01 电能量部分按照跨省区、省内市场交易规则开展结算。 02 绿证部分按当月合同电量、发电企业上网电量、电力用户用电量三者取小的原则确定结算电量（以兆瓦时为单位取整数，尾差滚动到次月核算），以绿证价格结算。国家能源局电力业务资质管理中心负责绿证核发。绿证根据可再生能源发电项目每月度结算电量，经审核后统一核发，并按规定将相应绿证划转至发电企业或项目业主的绿证账户。 这一方面紧扣了“绿证”是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明的政策逻辑，同时也顺带解决了绿证的交易问题。 绿色电力：是指符合国家有关政策要求的风电（含分散式风电和海上风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电）、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等已建档立卡的可再生能源发电项目所生产的全部电量。 绿色电力交易：是指以绿色电力和对应绿色电力环境价值为标的物的电力交易品种，交易电力同时提供国家核发的可再生能源绿色电力证书（以下简称绿证），用以满足发电企业、售电公司、电力用户等出售、购买绿色电力的需求。 初期，参与绿色电力交易的发电侧主体为风电、光伏发电项目。 绿色电力交易是中长期交易的组成部分，执行电力中长期交易规则，由电力交易机构在电力交易平台按照年（多年）、月（多月）、月内（旬、周、日滚动）等周期组织开展。 电力交易机构向交易主体出具的绿色电力交易结算依据包含以下内容： 1. 电能量部分结算电量、价格、结算费用； 2. 绿证部分结算电量、价格、结算费用； 3. 电能量部分偏差结算费用。 交易类型：省内绿色电力交易和跨省区绿色电力交易。 省内绿色电力交易：是指由电力用户或售电公司通过电力直接交易的方式向本省发电企业购买绿色电力。省内绿色电力交易由各省（区、市）电力交易中心组织开展。 跨省区绿色电力交易：是指电力用户或售电公司向其他省发电企业购买绿色电力。初期可由电网企业汇总并确认省内绿色电力购买需求，跨省区购买绿色电力。北京、广州电力交易中心应为有绿电消费需求的用户提供便捷有利条件，推动用户直接参与跨省区交易，鼓励开展跨省区集中竞价绿电交易，跨省区绿色电力交易由北京、广州电力交易中心组织开展。 交易方式：主要包括双边协商、挂牌、集中竞价等。 其他值得注意的细节： 同一电力用户/售电公司与多个发电企业签约，总用电量低于总合同电量的，该电力用户/售电公司对应于各发电企业的用电量按总用电量占总合同电量比重等比例调减；同一发电企业与多个电力用户/售电公司签约的，总上网电量低于总合同电量时，该发电企业对应于各电力用户/售电公司的上网电量按总上网电量占总合同电量比重等比例调减。 绿证价格不纳入峰谷分时电价机制、力调电费等计算，如遇国家政策调整，以最新规定为准。 输配电线损电量部分对应的绿证归发电企业所有。 交易中心组织开展。 详细阅读 政策链接：http://zfxxgk.nea.gov.cn/2024-04/19/c_1310771805.htm
