从广州电力交易中心获悉：为贯彻落实国家发改委、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》等文件要求，加快推进南方区域绿色电力交易机制建设，南方区域各电力交易机构联合编制印发《南方区域绿色电力交易规则（试行）》，2月25日起实施。

　　规则明确，参与绿色电力交易的售电主体主要是符合绿证发放条件的风电、光伏等可再生能源发电企业，现阶段主要是集中式陆上风电、光伏。根据市场建设发展需要，售电主体可逐步扩大至符合条件的水电企业以及其他可再生能源发电企业。

　　规则明确，充分满足电力用户、售电公司、电网公司主动购买绿色电力的市场需要，逐步建立风电、光伏等绿色电力参与市场的长效机制，探索拓展绿色电力覆盖范畴，保障绿色电力在交易组织、执行和结算方面的优先地位。

　　规则明确，绿色电力交易的标的为附带绿证的风电、光伏等绿色电力发电企业的上网电量。现阶段，绿色电力交易的标的主要为电量，暂不安排合同交易，主要包括：未享受国家政策性补贴的风电、光伏等电量，自愿承诺退出国家政策性补贴的电量可视同为未享受国家政策性补贴：已享受国家政策性补贴，在全生命周期合理利用小时数之外的风电、光伏等电量。其中，在未达到全生命周期合理利用小时前参与交易的风电、光伏等电量不计入项目合理利用小时数，暂不领取补贴。

　　关于计量方式，规则提出，风电、光伏等绿色电力发电企业按照项目批次分别进行计量。不同项目批次共用计量点的，应及时改造具备分别计量的技术条件，或由发电企业与电网企业协商明确分别计量的方式。

　　全文共十章七十五条。详情如下：

　　南方区域绿色电力交易规则（试行）

　　第一章 总则

　　第一条 为贯彻落实党中央、国务院关于碳达峰、碳中和的战略部署，在南方区域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，推动风电、光伏等新能源参与电力市场交易，服务以新能源为主体的新型电力系统建设，引导绿色电力消费，加快绿色能源发展，依据《电力中长期交易基本规则》《南方区域绿色电力交易试点工作方案》等有关规则和文件，制定本规则。

　　第二条 本规则所称南方区域是指广东、广西、云南、贵州、海南等五省区，所称绿色电力、绿色电力证书、绿色电力交易按以下定义。

　　（一）绿色电力是指符合国家有关政策要求的风电、光伏等可再生能源发电企业上网电量。根据市场建设发展需要，绿色电力范围可逐步扩大到符合条件的水电发电企业上网电量。

　　（二）绿色电力证书（以下简称“绿证”）是按照国家相关管理规定，依据风电、光伏等绿色电力上网电量，通过国家能源局可再生能源发电项目信息管理平台颁发的具有唯一代码标识的电子凭证。

　　（三）绿色电力交易是指电力用户或售电公司与绿色电力发电企业依据规则同步开展电力中长期交易和绿证认购交易的过程。在绿色电力供应范围内，电力用户与绿色电力发电企业建立认购关系，选择通过电网企业供电或代理购电的方式获得绿色电力，属于绿色电力交易范畴。

　　第三条 南方区域开展绿色电力交易应遵循“绿色低碳、安全可靠、共享联动、自愿参与、试点先行”的总体原则。

　　（一）绿色低碳。充分满足电力用户、售电公司、电网公司主动购买绿色电力的市场需要，逐步建立风电、光伏等绿色电力参与市场的长效机制，探索拓展绿色电力覆盖范畴，保障绿色电力在交易组织、执行和结算方面的优先地位。

　　（二）安全可靠。遵循电力系统客观规律，充分考虑绿色电力的物理特性，科学设计绿色电力交易机制，确保市场交易条件下电力系统安全稳定运行和电力可靠供应。

　　（三）共享联动。政策激励和市场引导共同作用，发电、输电、售电、用电联动，绿色电力交易与现有电力交易、权证交易充分衔接，引导社会主动消费绿色电力。

　　（四）自愿参与。市场主体自愿参与绿色电力交易。发电企业选择参与绿色电力交易后，还有能力参与其他电力交易或绿证交易时，其他交易不受影响。

　　（五）试点先行。在符合条件的地区，组织有代表意义的市场主体先行先试，试点开展绿色电力交易。

　　第四条 本规则适用于南方区域内试点开展的绿色电力交易。市场成员应严格遵守本规则，自觉自律，不得操纵市场价格、损害其他市场主体的合法权益。任何单位和个人不得非法干预市场正常运行。

　　第二章 市场成员

　　第五条 南方区域绿色电力交易的市场成员包括电网企业、发电企业、售电公司、电力用户等市场主体和电力交易机构、电力调度机构、国家可再生能源信息管理中心等市场运营机构。按照市场角色分为售电主体、购电主体、输电主体和市场运营机构。

　　第六条 参与绿色电力交易的售电主体主要是符合绿证发放条件的风电、光伏等可再生能源发电企业，现阶段主要是集中式陆上风电、光伏。根据市场建设发展需要，售电主体可逐步扩大至符合条件的水电企业以及其他可再生能源发电企业。

　　第七条 参与绿色电力交易的购电主体是电力用户或售电公司，其中，售电公司参与绿色电力交易，应与有绿色电力需求的零售用户建立明确的代理关系。电网企业落实国家保障性收购或代理购电政策的，可以作为购售电主体参与绿色电力交易。适时引入分布式电源、电动汽车、储能等市场主体参与绿色电力交易。

　　第八条 参与绿色电力交易的输电主体为各省区省级电网企业，跨区跨省开展绿色电力交易的，输电主体还包括南方电网超高压输电公司。电网企业应为绿色电力交易提供公平的报装、计量、抄表、结算和收费等服务。

　　第九条 广州电力交易中心负责南方区域绿色电力交易组织和管理，负责南方区域绿证的划转、注销和交易等工作，负责组织为南方区域市场主体提供绿色电力查证服务。南方区域各电力交易机构依据规则开展绿色电力交易。

　　第十条 电力调度机构在确保电网安全的前提下，提供安全约束条件，开展安全校核，合理安排运行方式，优先执行绿色电力交易合同。

　　第十一条 国家可再生能源信息管理中心根据南方区域绿色电力交易需要，会同广州电力交易中心向发电企业核发绿证。

　　第三章 注册登记

　　第十二条 发电企业、电力用户、售电公司根据交易需求、调度管理、结算关系等在相应的电力交易机构办理市场注册。各电力交易机构共享注册信息，市场主体无须重复提交注册信息。已在南方区域各电力交易机构注册的市场主体可直接参与绿色电力交易。

　　第十三条 由电网企业代理购电的电力用户购买绿色电力，应在广州电力交易中心办理登记手续。

　　第十四条 市场主体完成注册或登记后，广州电力交易中心应为市场主体统一设立绿色电力账户。绿色电力账户包括以下内容：

　　（一）市场主体基本注册信息：

　　（二）绿色电力交易成交、合同、结算情况；

　　（三）绿证的核发、划转、交易、注销情况；

　　（四）发电企业账户信息还应包括发电项目名称、装机容量、业主单位、并网时间、享受补贴情况、保障收购情况、合理利用小时情况等。

　　第四章 绿色电力交易

　　第一节 总体要求

　　第十五条 绿色电力交易分为直接交易和认购交易两种形式，其中：

　　（一）直接交易是指电力用户或售电公司直接与发电企业依据规则开展交易、形成交易结果的过程。

　　（二）认购交易是指由电网企业代理购电的电力用户在绿色电力供应范围内、通过电网企业供电或代理购电的方式、与发电企业建立认购关系获得绿色电力的过程。

　　第十六条 绿色电力交易的标的为附带绿证的风电、光伏等绿色电力发电企业的上网电量。现阶段，绿色电力交易的标的主要为电量，暂不安排合同交易，主要包括：

　　（一）未享受国家政策性补贴的风电、光伏等电量，自愿承诺退出国家政策性补贴的电量可视同为未享受国家政策性补贴。

　　（二）已享受国家政策性补贴，在全生命周期合理利用小时数之外的风电、光伏等电量。其中，在未达到全生命周期合理利用小时前参与交易的风电、光伏等电量不计入项目合理利用小时数，暂不领取补贴。

　　第十七条 按照交易范围不同，绿色电力交易分为跨区跨省交易、省内交易。跨区跨省开展绿色电力交易的，应充分

　　第二十二条 绿色电力交易按照“年度（含多月）交易为主、月度交易为补充”的原则开展交易，鼓励年度以上多年交易。

　　第二十三条 市场主体应在申报电量的同时，分别申报明确绿色电力价格及其电能量价格、环境溢价，申报单位应按照以下规范格式：电力：MW；电量：MWh；价格：元/MWh；费用：万元。

　　第二节 直接交易

　　第二十四条 绿色电力直接交易由广州电力交易中心组织南方区域各电力交易机构依据规则开展。跨区跨省交易由广州电力交易中心组织，省内交易由各省级电力交易机构组织。

　　第二十五条 绿色电力直接交易价格根据市场主体绿色电力电能量价格和环境溢价的整体价格申报情况通过市场化方式形成。

　　第二十六条 绿色电力直接交易的环境溢价原则上应为电力用户所在省区电网企业收购绿色电力价格水平上的溢价，等于绿色电力成交价格减去电力用户所在省区电网企业收购绿色电力价格后的差值。

　　第二十七条 电力用户所在省区电网企业收购绿色电力价格水平原则上应是绿色电力的基准价格或者竞争性配置形成的上网电价，如基准价格有浮动机制，按浮动后的价格执行。绿色电力已参与省内其他电力中长期交易的，电力用户所在省区电网企业收购绿色电力价格水平可选择上一年考虑送受端省区的送电协议计划或交易合同，以及非水电可再生能源电力消纳权重完成情况。

　　第十八条 绿色电力价格由电能量价格和环境溢价组成，分别体现绿色电力的生产运营成本、环境属性价值。绿色电力交易价格根据市场主体申报情况通过市场化方式形成。按照保障收益的原则，参考绿色电力供需情况，合理设置绿色电力交易价格的上、下限。

　　第十九条 绿色电力的环境溢价，可以作为绿证认购交易的价格信号，形成的收益同步传至发电企业，不参与输配电损耗计算、不执行峰谷电价政策。

　　第二十条 输配电价格、政府性基金及附加依据国家有关规定、现行市场规则执行。辅助服务费用依据辅助服务市场（补偿机制）相关规则执行。

　　第二十一条 绿色电力交易的交易方式包括协商、挂牌、竞价等，为确保绿色电力全生命周期的追踪溯源，绿色电力交易结果应明确购、售电主体的对应关系。

　　（一）协商交易。市场主体之间自主协商交易标的的数量、价格等交易初步意向，通过交易平台进行申报确认成交，形成交易结果。

　　（二）挂牌交易。市场主体通过交易平台申报交易标的的数量、价格等挂牌信息，其他市场主体摘牌确认成交，形

　　成交易结果。

　　（三）竞价交易。市场主体通过交易平台申报交易标的数量、价格等信息，根据出清规则形成交易结果。度同期绿色电力参与省内电力中长期交易的电能量平均价格。

　　第二十八条 现阶段，开展绿色电力直接交易可选择协商、挂牌、竞价等交易方式。

　　第二十九条 绿色电力直接交易关口设在发电企业上网侧的计量关口；跨区跨省开展绿色电力直接交易的，交易关口设在电力用户所在省区省级电网企业与超高压公司之间落地侧的计量关口。

　　第三十条 同一交易周期内，绿色电力直接交易应安排在其他电力中长期交易之前组织开展，跨区跨省交易、结算结果作为省内交易、结算的边界条件。已启动现货、辅助服务市场的地区应依据有关规则，做好绿色电力交易与现货交易、辅助服务交易的衔接。

　　第三十一条 电力交易机构应及时了解供需形势、电网运行、交易执行以及市场主体需求等情况，作为组织交易的前提条件。

　　第三十二条 电力交易机构应在规定时间内提前发布交易公告。交易公告内容包括：交易品种名称、交易标的、参与市场主体、申报起止时间、申报要求或交易限定条件、市场参数、交易关口、交易方式、价格形成机制、输电通道能力情况等。

　　第三十三条 市场主体申报电量不得超过其实际最大可发、可用电能力。

　　（一）发电企业申报电量上限按照机组容量乘以所在省区相同类型机组历史平均利用小时数的一定比例进行设置，与其他中长期电力交易共用上限。

　　（二）电力用户、售电公司申报电量上限参照电力用户历史用电量情况进行设置，并与其他中长期电力交易共用上限。

　　（三）开展年度（多月）交易时，原则上应按月分别申报电量和价格。

　　第三十四条 电力交易机构在电力调度机构提供的安全约束条件下依据规则出清，形成无约束交易结果。

　　第三十五条 电力交易机构将无约束交易结果提交至电力调度机构进行安全校核，电力调度机构应在规定时限内返回安全校核结果，有关时限按照《电力中长期交易基本规则》执行。安全校核未通过时，电力调度机构应书面说明有关情况，并向市场主体公布。

　　第三十六条 电力交易机构根据安全校核结果发布交易结果。市场主体对交易结果有异议的，应在规定时间内向电力交易机构提出，由电力交易机构会同电力调度机构负责解释。

　　第三节 认购交易

　　第三十七条 绿色电力认购交易由广州电力交易中心统一组织开展。

　　第三十八条 绿色电力认购交易的标的为由电网企业保障性收购或者代理购电的绿色电力发电企业上网电量，其中认购交易电量享受国家补贴政策的，需要发电企业自愿将该部分电量退出补贴。

　　第三十九条 绿色电力认购交易价格包括电能量价格和环境溢价。

　　第四十条 绿色电力认购交易的电能量价格默认为电力用户所在省区电网企业代理购电的价格；环境溢价原则上应为电力用户所在省区电网企业代理购电价格水平上的溢价。

　　第四十一条 现阶段，开展绿色电力认购交易可选择协商、挂牌等交易方式。

　　第四十二条 绿色电力认购交易关口设在电力用户与所在省区省级电网企业之间的计量关口。

　　第四十三条 现阶段，绿色电力认购交易安排在电网企业完成电力用户、发电企业抄表工作以后组织开展。

　　第四十四条 电力交易机构应在规定时间内提前发布交易公告。交易公告内容包括：交易品种名称、交易标的、参与市场主体、申报起止时间、申报要求或交易限定条件、市场参数、交易关口、交易方式、价格形成机制等。

　　第四十五条 发电企业、电力用户的电量和价格按照实际发、用电量情况进行申报，其中申报上限应扣减已有市场化电量。

　　第四十六条 电力交易机构依据交易规则发布交易结果。市场主体对交易结果有异议的，应在规定时间内向电力交易机构提出，由电力交易机构负责解释。

　　第五章 交易执行

　　第四十七条 南方区域绿色电力交易通过电子合同的方式签订交易合同；电子合同与纸质合同具备同等效力。电力交易机构通过电力交易平台出具的入市协议、交易公告、交易结果等视同为电子合同。认购交易的交易结果可以同时作为交易合同、结算依据使用。

　　第四十八条 电力交易机构汇总全部交易结果或合同，按月编制发布交易计划，其中绿色电力交易计划应在交易计划单独明确。年度交易计划根据年度交易结果汇总编制；月度交易计划根据年度交易计划的分月计划和月度交易结果或合同汇总编制。

　　第四十九条 在保证电网安全运行的基础上，绿色电力交易合同优先安排，保证交易结果的优先执行。发电企业的实际上网电量扣除绿色电力交易合同结算电量的剩余电量，如已参与其他市场化交易则按照相应价格机制结算，如未参与市场化交易则按照原收购政策执行。起步阶段，绿色电力交易计划暂不逐月滚动。

　　第六章 计量

　　第五十条 电网企业应根据市场运行需要为市场主体安装符合技术规范的计量装置。计量装置原则上设置在产权分界点，产权分界点无法安装计量装置的，计算电量时考虑相应的变（线）损，由有关各方协商确定。

　　第五十一条 计量周期和抄表时间应当保证最小交易周期的结算需要，保证计量数据准确、完整。

　　第五十二条 风电、光伏等绿色电力发电企业按照项目批次分别进行计量。不同项目批次共用计量点的，应及时改造具备分别计量的技术条件，或由发电企业与电网企业协商明确分别计量的方式。

　　第七章 结算

　　第五十三条 电力交易机构负责向市场主体出具绿色电力交易结算依据，市场主体依据规则进行费用结算。

　　（一）跨区跨省开展绿色电力直接交易的，由广州电力交易中心会同送受电省区电力交易机构向市场主体出具结算依据；省内开展绿色电力直接交易的，由省级电力交易机构向市场主体出具结算依据。

　　（二）绿色电力认购交易统一由广州电力交易中心会同电网企业向市场主体出具结算依据。

　　第五十四条 绿色电力交易保持电网企业结算模式：根据电力交易机构出具的结算依据，电力用户向电网企业缴纳绿色电力的电费和环境溢价费用；电网企业向发电企业支付相关费用；售电公司按照电力交易机构出具的结算依据与电网企业进行结算。电网企业承担电力用户欠费风险。

　　第五十五条 绿色电力交易结算按照“月结年清”的原则优先于其他优先发电计划和市场化交易结算，其中跨区跨省结算优先于省内结算，环境溢价费用与电费同步结算，绿证按结算电量进行核发、划转。

　　第五十六条 绿色电力交易根据市场主体实际抄表电量情况作为结算的主要依据。

　　第五十七条 参与绿色电力交易的市场主体实际分配电量按以下方式确定。

　　（一）若实际电量小于或等于绿色电力交易合同电量之和，按合同电量所占比例确定每笔合同的实际分配电量；若实际电量大于合同电量之和，按合同电量确定每笔合同的实际分配电量。

　　（二）售电公司应根据交易结果，将绿色电力交易合同分配至所代理电力用户。售电公司每笔交易合同的实际分配电量为所代理电力用户的实际分配电量之和。

　　第五十八条 参与绿色电力直接交易的市场主体结算电量按以下方式确定。

　　（一）每笔绿色电力交易合同结算电量按该笔合同的电力用户或售电公司的实际分配用电量、发电企业的实际分配上网电量以及双方之间的合同电量三者取小确定。

　　（二）跨区跨省开展绿色电力交易的，若市场主体的多笔合同结算电量之和大于交易关口的送电类别电量，按结算电量所占比重对发用两侧结算电量进行等比例调减。

　　第五十九条 市场主体的结算费用按以下方式确定。

　　（一）直接交易按照成交的电能量价格计算电力用户、发电企业应付、应收电费。

　　（二）认购交易按照电网代理购电的到户电价计算电力用户应付电费、按照电网企业收购价格或代理购电价格计算发电企业应收电费。

　　（三）按照成交的环境溢价计算电力用户、发电企业应付、应收环境溢价费用。

　　（四）售电公司代理电力用户参与绿色电力交易，如有代理服务费，按照双方约定标准计算有关费用。

　　第六十条 绿色电力交易的结算依据的科目包括以下内容：电能量的数量、价格、费用，环境溢价对应绿色电力的数量、价格、费用以及其他结算科目等内容。

　　第六十一条 市场主体的实际发用电量与绿色电力交易结算电量的偏差电量按照有关规则进行结算。其中，跨区跨省送电偏差按照跨区跨省规则开展偏差结算；对跨区跨省送电偏差引起的省内偏差，各省按照省内规则疏导。

　　第六十二条 各市场成员应依据规则及时向电力交易机构提供结算需要的数据。跨区跨省开展绿色电力交易的，结算时，送受端省级电网企业应及时向广州电力交易中心提供有关发电企业、电力用户实际上网电量、用电量数据，广州电力交易中心应在规定时间内完成电量分割，并将结果反馈至省级电力交易机构。

　　第六十三条 完全市场化的发电企业参与绿色电力直接交易，环境价值产生的附加收益归发电企业；向电网企业购买且享有政策补贴的绿色电力，环境价值产生的附加收益可用于对冲政府补贴，发电企业如自愿退出补贴参与绿色电力交易，环境价值产生的附加收益归发电企业。

　　第八章 绿证管理

　　第六十四条 依托全国统一的绿证制度，充分利用电网企业计量装置、交易机构的技术支持系统，建立发电、用电、交易、结算等方面的信息共享联动机制，统一为南方区域内市场主体核发绿证，为发电企业、电网企业、售电公司和电力用户动态提供绿色电力查证服务，实现绿色电力生产、交易、消费、结算等全生命周期的追踪溯源。

　　第六十五条 南方区域电力交易机构应及时将绿色电力交易序列、交易结果、结算依据以及实际结算等情况，以绿色电力发电企业为单位、按发电项目汇总，提交到广州电力交易中心进行登记，申请办理绿证的核发、划转手续。

　　第六十六条 绿证由国家可再生能源信息管理中心核发。现阶段，根据南方区域绿色电力交易需要，国家可再生能源信息管理中心通过广州电力交易中心将绿证批量核发至有关发电企业。经有关市场主体确认后，广州电力交易中心根据绿色电力交易结算结果将绿证划转至有关电力用户。广州电力交易中心定期将绿证核发、划转情况反馈至国家可再生

　　能源信息管理中心。

　　第六十七条 绿证的核发标准为：1 个绿证对应 1MWh 结算电量；结算电量不足 1MWh 部分结转到次月。

　　第六十八条 广州电力交易中心应在绿色电力账户中详细记录市场主体绿证的核发、划转和注销情况。

　　第六十九条 绿证定期注销。绿证注销以后，不得进行交易或变更，电力用户、售电公司可根据需要下载、打印绿色

　　电力查证资料。

　　第七十条 发电企业绿色电力账户中已核发但未划转的绿证在注销前可以交易。现阶段，绿证原则上只允许交易一次。交易过程中，绿证原则上按照发电企业、电网企业、售电公司、电力用户的总体流向进行交易，不允许逆向交易。具体交易规则由广州电力交易中心会同国家可再生能源信息管理中心另行制定。

　　第九章 市场服务

　　第七十一条 电力交易机构应进一步完善电力交易系统功能,支撑统一开展南方区域绿色电力交易，满足注册登记、交易组织、市场结算、绿证管理、信息查询等业务需要，为市场主体提供科学权威的绿色电力查证服务，保障交易信息安全。

　　第七十二条 电力交易机构应按照信息披露有关规定，及时准确披露绿色电力交易信息。

　　第七十三条 绿色电力交易的收费标准参照所在电力交易机构现行收费标准。根据市场培育的需要，电力交易机构

　　履行相关程序后，可免除交易服务费用或给予优惠。

　　第十章 附则

　　第七十四条 本规则由广州电力交易中心会同南方区域各省级电力交易机构负责解释，南方区域各省区可根据本规则制定实施细则。

　　第七十五条 本规则自印发之日起实施