【方案】绿色电力交易试点工作方案.pdf

绿色电力交易试点工作方案 1 绿电产品类别。 绿色电力交易特指绿色电力的电力中长期交易，产品主要为风电和光伏 发电企业上网电量，条件成熟时，可逐步扩大至符合条件的水电。 2.市场主体。 参与绿电交易的市场主体需经地方政府主管部门准入，主要包括电网企 业、风电和光伏发电企业、电力用户和售电公司。初期，售电方优先组 织平价风电和光伏发电企业，平价新能源装机规模有限的省份可由本省 电网企业通过代理的方式跨区跨省购买符合条件的绿电，或由部分带补 贴的新能源项目参与绿电交易，交易电量不再领取补贴。随着新能源发 展及绿电市场不断成熟，可根据国家有关规定动态调整发电侧入市范围。 初期电力用户主要选取具有绿电消费需求的用电企业。后续范围可逐步 扩大，并且逐步引导电动汽车、储能等新兴市场主体参与绿电交易。 3.建立多样的 绿色电力交易机制。 一是通过电力直接交易方式购买绿电产品：初期主要面向省内市场，由 电力用户（含售电公司）与发电企业等市场主体直接参与，通过双边协 商、集中撮合、挂牌等方式达成交易。二是向电网企业购买绿电产品， 电力用户向电网企业购买其保障收购的绿电，省级电网企业、电力用户 可以以集中竞价、挂牌交易等方式进行，省级电网公司也可统一开展省 间市场化交易再出售给省内电力用户。 4.价格形成机制。 对于电力直接交易方式购买的绿电产品，交易价格由发电企业与电力用 户通过双边协商、集中撮合等方式形成。对于向电网企业购买的绿电产 品 ，以挂牌、集中竞价等方式形成交易价格。试点交易初期，按照平稳 起步的原则，可参考绿电供需情况合理设置交易价格上、下限，待市场 成熟后逐步取消。 5. 确定附加收益（交易价格高于核定上网价格的收益）的归属。 完全市场化绿电产生的附加收益归发电企业；向电网企业购买且享有补 贴的绿电，产生的附加收益用于对冲政府补贴，发电企业如自愿退出补 贴参与绿电交易，产生的附加收益归发电企业；其他保障上网的绿电， 产生的附加收益专款用于新型电力系统建设工作。 6.优先进行交易组织、交易执行和交易结算。 绿电交易初期以年度（多月）为周 期组织开展。鼓励市场主体间签订多 年交易合同。积极研究建立在建风电、光伏项目参与绿电交易机制，鼓 励电力用户与在建发电企业签订 5-10 年的长期购电协议，建立促进绿 电发展的长效机制。交易电量在非现货试点地区，由电力调度机构予以 优先安排，保证交易结果的优先执行；在现货试点地区，为市场主体提 供优先出清履约的市场机制。绿电交易优先于其他优先发电计划和市场 化交易结算。 7.绿电市场与其他相关政策及市场机制衔接的原则。 在与其他中长期交易合同衔接方面，非绿电交易合同的电力用户可以通 过市场化方式对原合同进行调整或转让；在电力 曲线分解方面与其他中 长期交易、现货交易相互衔接，绿电交易优先执行和结算。绿电交易电 量与可再生能源消纳责任权重政策衔接，激励广大市场主体积极参与绿 电交易。绿电交易与碳交易机制衔接，避免电力用户在电力市场与碳市 场重复支付环境费用。 8. 在与绿证衔接方面，绿电交易中提出了“证电合一”的方式。 绿电交易用以满足电力用户购买、消费绿电需求，并提供相应的绿色电 力消费认证。建立全国统一的绿证制度，国家能源局组织国家可再生能 源信息管理中心，根据绿电交易试点需要，向北京电力交易中心、广州 电力交易中心批量核发绿证，电力交易中 心依据绿电交易结算结果将绿 证分配至电力用户。