（征求意见稿）

为加快建立有利于促进绿色能源生产消费的市场体系和长效机制，根据《国家发展改革委国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）、《电力中长期交易基本规则－绿色电力交易专章》（发改能源〔2024〕1123号 ）等文件有关规定，结合我省实际，特制定本方案。

一、市场经营主体

（一）新能源发电企业：平价集中式上网的风电和光伏发电企业、2025年1月1日以后备案的“全额上网”和“自发自用，余量上网”的平价工商业、非自然人户用分布式光伏发电企业原则上均应参与绿色电力交易（以下简称绿电交易）；鼓励其他平价工商业、非自然人户用分布式光伏发电企业参与交易；自然人户用分布式光伏暂不参与交易。参与电力交易的发电企业须具备独立计量条件、取得发电业务许可证或符合豁免条件，在国家可再生能源项目信息管理平台完成建档立卡。

（二）虚拟电厂（仅能源聚合类，下同）：聚合分布式光伏发电企业的虚拟电厂参与交易前需完成市场准入注册，准入标准参照售电公司执行。现阶段参与交易的虚拟电厂与开展售电公司业务的经营主体不得为同一法人单位；参与交易前应提交履约担保，履约担保额度参照售电公司标准。

（三）电力用户：具有绿色电力消费及认证需求，愿意为绿色环境权益付费的电力市场用户，可自愿参与绿色电力交易，其中，一级用户可直接与新能源发电企业、虚拟电厂开展绿电交易，二级用户需通过售电公司代理参与绿电交易。

（四）售电公司：具有电力中长期交易资格的售电公司。

二、市场交易组织

（一）新能源发电企业参与绿电交易可采取双边协商、挂牌等方式开展分时段（24时段）交易，按年度、多月、月度、月内等周期组织交易，具体交易方式以省电力交易中心公告为准。

（二）平价集中式上网的风电和光伏、10千伏及以上电压等级接入的分布式光伏可直接与电力用户或售电公司开展绿电交易。

（三）分布式光伏聚合参与电力交易，需与虚拟电厂签订聚合代理合同。虚拟电厂聚合以正常运行方式下同一220千伏变电站供区的分布式光伏作为一个交易单元，并根据220千伏供区变化按年调整；同一虚拟电厂可以具有多个交易单元，可直接与一级用户或售电公司开展交易。

（四）省电力交易中心将绿电交易结果推送至省电力调度控制中心；对未达成市场交易的电量，在确保电网安全的前提下，电网企业、电力调度机构可按照相关规定，采用临时调度措施充分利用各级电网富余容量进行消纳。

（五）售电公司代理二级用户开展绿电交易时，申报绿电交易电量需与代理用户约定电量保持一致，且交易前需与二级用户明确电量分配关系。

（六）鼓励新能源发电企业高比例参与年度绿电交易。

（七）绿电交易价格包含电能量价格和绿色电力环境（绿色电力证书）价格，电能量价格不设上下限，绿色电力环境价格应反映绿色电力的环境价值，不设上限，且需大于零。

三、电量结算

（一）绿电交易电能量价值与绿色电力环境价值分开结算。电能量价值按照省内电力中长期市场规则，以解耦方式结算；绿色电力环境价值按当月合同电量、上网电量、电力用户用电量三者取小的原则确定结算数量（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。绿色电力环境价值偏差补偿费用按照合同约定的偏差补偿价格和绿色电力环境价值偏差量计算，由违约方向合同对方支付补偿费用。

（二）绿电交易电能量价值采用“照付不议、偏差结算、日清月结”方式结算。现货市场未运行期间，中长期合同各时段电量按照约定的价格进行结算，偏差电量按照对应时段绿电交易电能量市场交易均价结算。如对应时段未形成绿电交易电能量市场均价，则采用该时段全市场交易均价。现货市场运行期间，根据现货市场规则进行偏差结算，中长期与现货差价合约部分按照一定比例进行现货价格结算，具体结算方式在现货市场有关规则中另行制定。

（三）现货市场运行期间，不再执行偏差考核。现货市场未运行期间，实行日清分的新能源企业、虚拟电厂，暂不进行偏差考核；实行月清分的新能源企业、虚拟电厂，继续进行偏差考核，合同偏差电量允许范围为±30%，超出部分偏差电量按现行燃煤发电基准价10%缴纳偏差考核电费。

四、其他

（一）省电力交易中心根据本方案制定并发布相关实施细则、聚合代理合同（示范文本）、服务指南等服务性文件。

（二）新投产的新能源企业，应在购售电合同签订时，同步在交易平台进行市场注册，并于并网前完成；电力公司应保障参与交易的分布式光伏具备分时计量、结算条件。

（三）本方案由省能源局负责解释，未尽事宜按照国家及我省中长期交易有关规定执行。国家及省内相关政策发生变化的，从其规定。