第一章 总则

第一条 为深入贯彻落实党的二十大精神，加快发展方式绿色转型，积极稳妥推进碳达峰碳中和，进一步落实《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）《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于有序推进绿色电力交易有关事项的通知》（发改办体改〔2022〕821号）《国家发展改革委 财政部 国家能源局关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进新能源电力消费的通知》(发改能源〔2023〕1044号)《贵州电力中长期交易规则》（黔监能市场〔2022〕8号）等文件要求，加快推动贵州绿色电力交易工作，结合南方区域市场建设及我省实际，制定本管理办法（以下简称《办法》）。

第二条 本办法所称绿色电力产品、绿色电力交易、绿色电力证书按以下定义。

（一）绿色电力产品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、海洋能发电等可再生能源发电企业上网电量。市场初期，主要指风电和太阳能发电企业上网电量，根据国家有关要求可逐步扩大至符合条件的其它可再生能源发电上网电量。

（二）绿色电力交易是指以绿色电力产品为标的物的电力中长期交易，交易电力同时提供国家规定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、购买绿色电力产品的需求。

（三）绿证是国家对发电企业每兆瓦时可再生能源上网电量颁发的具有唯一代码标识的电子凭证，是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证。

第二章 市场主体范围及条件

第一节 新能源发电企业

第三条 新能源发电企业须依法取得发电项目核准或备案文件并取得或者豁免电力业务许可证（发电类）。

第四条 参与绿色电力交易的风电（含分散式风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电）、生物质发电等新能源发电企业，需在国家可再生能源发电项目信息管理平台先完成建档立卡，并在中国绿色电力证书交易平台完成注册，用于绿证核发和交易。

第五条 新能源发电企业应当根据市场运行和峰平谷分时电价需要安装符合技术规范的计量装置（含分时计量装置），并在贵州电力交易中心完成注册。

第二节 电力用户

第六条 参加新能源电量交易、绿色电力直接交易的电力用户，需在贵州电力交易中心完成注册。参加绿色电力保障性认购交易的电力用户，需在广州电力交易中心办理登记手续。

第七条 鼓励“数博会”“生态文明博览会”等场馆积极参加绿色电力交易。

第三节 售电公司

第八条 售电公司指按照《售电公司管理办法》（发改体改规〔2021〕1595号）规定，提供售电服务或配售电服务的市场主体。

第三章 交易品种及方式

第一节 交易品种

第九条 新能源发电企业参与市场化交易包括绿色电力交易、新能源电能量交易，绿色电力交易分为直接交易和认购交易。

（一）直接交易是指电力用户、售电公司与发电企业以绿色电力产品为标的物，开展电力中长期交易并同时提供绿证的过程，电网公司可作为购售电主体参与直接交易。

（二）认购交易是指由电力用户或售电公司与发电企业建立绿证认购关系获得绿色电力产品的过程。认购交易分为市场化认购交易和保障性认购交易。

新能源电能量交易是指新能源发电企业与电力用户（售电公司）以电能量为标的，依据规则开展的市场化交易。

第十条 有绿证交易需求的市场主体，可通过广州电力交易中心绿电交易系统等平台购买绿证。

第二节 交易方式

第十一条 绿色电力交易、新能源电能量交易采用双边协商、集中竞价、挂牌、竞拍、认购交易等方式组织开展，并按照年度（含多月）交易为主、月度交易为补充的原则进行。

第十二条 双边协商交易。新能源发电企业与电力用户（售电公司）之间自主协商交易电量（电力）、电价（绿色电力交易电价分电能量价格和环境溢价），形成交易初步意向，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。

第十三条 集中竞价交易。新能源发电企业与电力用户（售电公司）之间通过电力交易平台申报电量（电力）、电价（绿色电力交易须含环境溢价），交易中心根据调度机构提供的安全约束条件和市场交易规则进行市场出清，经调度机构安全校核后，确定最终成交对象、成交电量、成交价格等，其中，集中竞价交易成交后，成交双方环境溢价按照上一结算周期绿色电力交易环境溢价均价确定，成交价减去环境溢价后的部分为绿色电力交易电能量价格。

第十四条 挂牌交易。新能源发电企业与电力用户（售电公司）之间通过电力交易平台将需求电量（电力）或可供电量（电力）及价格（绿色电力交易分电能量价格和环境溢价）等信息对外发布要约，由参与交易另一方提出接受该要约申请，经安全校核通过后形成交易结果。

第十五条 竞拍交易。新能源发电企业、电力用户（售电公司）需要通过竞拍方式确定电力交易价格、电量和交易方的，可向贵州电力交易中心提交需求，由贵州电力交易中心统一通过电力交易平台组织开展竞拍。竞拍交易结果即作为成交双方签订电力交易合同的依据，任何一方不得单方面违背、撕毁竞拍结果。

第四章 交易组织

第十六条 交易上限。风电发电企业申报电量上限为该企业机组容量乘以1800小时的120%；光伏发电企业申报电量上限为该企业机组容量乘以1100小时的120%。

第十七条 交易流程。贵州电力交易中心每年12月组织次年的年度双边协商交易；每月10日前发布当月的相关交易具体时间。交易公告内容包括但不限于：交易品种名称、交易标的、参与市场主体、申报起止时间等。

第十八条 新能源发电企业按照发电情况合理测算可参与市场化交易的电量、选择交易品种参与交易。电力用户（售电公司）按需申报市场化交易电量。每月，市场主体在协商一致后，可在交易窗口期根据实际生产经营情况，对月度及月内交易计划进行调整。

第十九条 现阶段，市场化认购交易由贵州电力交易中心向已参与中长期交易的市场主体组织开展；保障性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，统一由广州电力交易中心组织开展。

第五章 价格机制

第二十条 绿色电力交易电能量价格根据市场主体申报情况通过市场化方式形成，环境溢价为在此基础上的溢价。双边协商交易价格（绿色电力交易电价分电能量价格和环境溢价）由发电企业、电力用户（售电公司）自主协商确定。集中竞价交易、挂牌交易价格分别以统一出清价格和挂牌价格（绿色电力交易电价分电能量价格和环境溢价）为准。竞拍价格以成交结果为准。

第二十一条 分时电价机制。交易合同价格由购售电双方协商确定，峰谷分时电价按照相关规定执行。参与绿色电力交易、新能源电能量交易的电力用户（售电公司）全电量参与分时段交易，批发交易全部带曲线申报。

第六章 结算及偏差处理

第一节 结算模式

第二十二条 绿色电力交易、新能源电能量交易保持电网企业结算模式：根据贵州电力交易中心出具的结算依据，电力用户向电网企业缴纳电能量电费、环境溢价费用和偏差考核费用；电网企业向相关发电企业支付相应的电能量电费、环境溢价费用和偏差考核费用；售电公司按照贵州电力交易中心出具的结算依据与电网企业进行结算。

第二十三条 享受国家新能源补贴的绿电项目，参与绿色电力交易的溢价收益、补贴等按国家有关规定执行。

第二节 结算电量

第二十四条 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。

第二十五条 发电侧和用电侧解耦结算，发电侧实发电量、用电侧实际用电量分别与其合同电量进行比较，计算各自的偏差电量。

第三节 交易结算

第二十六条 新能源电能量交易，按照中长期交易规则及当年电力中长期交易实施方案明确的规则进行结算。

第二十七条 绿色电力交易电能量电费和环境溢价费用分别结算。即绿色电力交易电能量按交易合同计划确定，电力用户（售电公司）及新能源发电企业偏差电量按年度中长期交易实施方案要求结算。环境溢价费用按月开展结算，以新能源发电企业月度上网电量、电力用户（售电公司）月度实际用电量、绿色电力交易合同电量三者取小的原则开展环境溢价费用的结算。

第二十八条 参与绿色电力交易的市场主体绿证实际分配电量按以下方式确定。

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；若实际电量大于绿色电力交易合同电量之和，按合同电量确定每笔合同的实际分配电量。售电公司批发侧绿色电力交易实际电量按其零售侧参与绿色电力交易用户的实际电量与绿色电力交易计划取小来汇总。

第二十九条 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。

第七章 其他

第三十条 趸售用户/园区用户等购买绿色电力后，可根据实际供用电情况，将相应绿证分配至内部实际消费的企业用户，按照要求及时将分配结果提交至电力交易中心。

第三十一条 本《办法》由省能源局负责解释。如遇国家、区域和省相关政策调整及重大市场变化，及时对相关规则进行调整。

第三十二条 本《办法》自2024年1月1日起试行。