7月10日，贵州省能源局发布贵州新能源参与电力市场交易管理办法（征求意见稿），文件指出，参与绿色电力交易的发电企业包括符合绿证发放条件的风电、光伏等可再生能源发电企业。文件还指出，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%。
原文如下：
贵州新能源参与电力市场交易管理办法（征求意见稿）
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 国家能源局关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》（发改能源〔2022〕206号）《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于推动电力交易机构开展绿色电力证书交易的通知》（发改办体改〔2022〕797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）和《国家发展改革委 财政部 国家能源局关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》（发改体改〔2023〕75号）等文件要求，加快推动贵州绿色电力交易工作，结合我省实际，制定本管理办法（以下简称《办法》）。
第二章 市场主体及准入条件
第一节 发电企业
第二条 参与绿色电力交易的发电企业包括符合绿证发放条件的风电、光伏等可再生能源发电企业。
第三条 新能源企业须符合国家基本建设审批程序并取得或者豁免电力业务许可证（发电类）。
第四条 具备独立分时正反向计量条件，获得市场准入并在贵州电力交易中心完成注册。
第二节 电力用户
第五条 参加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。
第六条 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
第七条 按照《售电公司管理办法》（发改体改规〔2021〕1595号）注册入市的售电企业。
第三章 交易品种及方式
第一节 交易品种
第八条 新能源发电企业参与市场化交易品种分为绿色电力交易、新能源电能量交易。
绿色电力交易含绿色电力直接交易和认购交易。绿色电力直接交易是指电力用户（售电公司）与新能源发电企业依据规则同步开展电能量交易和绿证交易的过程。绿色电力认购交易是指由电网企业代理购电的电力用户与电网企业统一收购的新能源发电企业建立认购关系获得绿色电力的过程。
新能源电能量交易是指绿证已签订售卖合同的新能源发电企业与电力用户（售电公司）依据规则开展的电能量交易。
第二节 交易方式
第九条 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，经安全校核通过后形成交易结果。
第十一条 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当年年度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。
第十二条挂牌交易。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。
第十三条竞拍交易。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
第十四条交易上限。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%。
第十五条 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。
第十六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。
第十七条 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，统一由广州电力交易中心组织开展。
第五章 价格机制
第十八条 绿色电力交易电能量价格原则上不低于燃煤发电企业电力中长期电能量交易平均价格的90%，超出电能量价格的部分为环境溢价。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。
第十九条 分时电价机制。分时交易平段价格由购售电双方协商确定，峰、谷电价上下浮动比例按照相关规定执行。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。如开展现货交易，则绿色电力交易申报和结算模式另行制定。
第六章 结算及偏差处理
第一节 结算模式
第二十条 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和环境溢价费用；电网企业向相关发电企业支付电能量电费和环境溢价费用；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。
第二十一条 享受国家可再生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 结算顺序
第二十二条 电力用户（售电公司）实际电量，优先结算绿电交易合同计划，再结算新能源电能量交易合同计划，最后结算火电企业交易合同计划。
第三节 结算电量
第二十三条 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。
第二十四条 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。
（1）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。
（2）售电公司应确保其批发和零售市场的绿色电力月度合同电量相等。根据其批发侧可结算的绿色电力电量，按零售用户汇总的绿色电力电量比例来分摊。
第四节 交易结算
第二十五条 每笔绿色电力交易合同结算电量按该笔合同的电力用户（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。
第二十六条 新能源电能量交易及火电中长期交易，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 电力用户（售电公司）完成电量小于绿色电力交易月度总合同电量计划，对其5%（含）以内的少用电量免于支付偏差考核费用，5%以外的少用电量按照所有绿色电力交易合同电能量加权综合均价的5%支付偏差考核费用，补偿给相应的发电企业。
第二十八条 电力用户全电量直接参与绿色电力交易时，则结算电量以外的超用电量，按中长期交易规则及当年电力中长期交易实施方案明确的超用电量与火电企业进行结算。电力用户通过售电公司代理全电量参与绿色电力交易时，超用电量由双方协商确定结算价格。
第二十九条 电力用户（售电公司）同时参与绿色电力交易和新能源电能量交易，则先结算绿色电力交易电量，剩余电量再结算新能源电能量交易电量。若还有剩余电量按中长期交易规则及当年电力中长期交易实施方案明确的超用电量与火电企业进行结算。
第三十条 电力用户（售电公司）同时参与绿色电力交易、新能源电能量交易、火电电能量交易，先结算绿色电力交易电量，再结算新能源电能量交易，剩余电量结算火电电能量交易。
第三十一条 电力用户（售电公司）同时参与新能源电能量交易、火电电能量交易，先结算新能源电能量交易电量，剩余电量再结算火电电能量交易。
第三十二条 新能源发电企业因自身原因导致发电量不足绿色电力交易电量，可通过事前签订互保协议，事后进行合同电量转让交易；如转让后仍不能满足，造成电力用户（售电公司）在合同范围内电量需在中长期交易市场结算，中长期市场电能量结算价格与绿色电力交易电能量价格差额形成的差额电费，由发电企业补偿给相应的电力用户（售电公司），差额电费为负时，不做补偿。绿色环境权益偏差，欠发电厂可优先通过购买绿证的方式补充给电力用户，如有其他方式，双方需在交易合同中约定条款执行。
第三十三条 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
第三十四条 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。
第三十五条 本《办法》由省能源局负责解释。未尽事宜按照年度电力中长期交易实施方案及相关规定执行。
第三十六条 本《办法》发布后，如遇国家和省政策调整及重大市场变化，相关规则相应调整。
第三十七条 本《办法》自印发之日起试行。
_ueditor_page_break_tag_关于《贵州新能源参与电力市场交易管理办法》的起草说明
为规范新能源参与电力市场交易，推动风电、光伏项目积极参与绿电、绿证交易，加快发展方式绿色转型，积极稳妥推进碳达峰碳中和。根据国家有关要求，我们组织起草了《贵州新能源参与电力市场交易管理办法》（以下简称《办法》）。
一、起草背景
（一）国家政策要求
1.《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）文件明确，有序推动新能源参与电力市场交易，以市场化收益吸引社会资本，促进新能源可持续投资，建立与新能源特性相适应的中长期电力交易机制，引导新能源签订较长期限的中长期合同。
2.《国家发展改革委 国家能源局关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》（发改能源〔2022〕206号）文件明确，通过市场化方式促进电力绿色低碳发展，完善有利于可再生能源优先利用的电力交易机制，开展绿色电力交易试点，鼓励新能源发电主体与电力用户或售电公司等签订长期购售电协议。
3.《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于推动电力交易机构开展绿色电力证书交易的通知》（发改办体改〔2022〕797号）文件明确，在目前绿证自愿认购和绿色电力交易的基础上积极支持电力交易机构按照有关政策规定，通过双边协商、挂牌、集中竞价等多种方式开展绿证交易，引导更多市场主体参与绿证与绿色电力交易，促进可再生能源消费。
4.《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）文件明确，推动平价新能源项目全面参与绿电交易，完全市场化上绿色电力或有电网企业保障性收购的平价可再生能源项目参与绿电交易。
5.《国家发展改革委 财政部 国家能源局关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》（发改体改〔2023〕75号）文件明确，扩大绿电参与市场规模，在推动平价可再生能源项目全部参与绿电交易的基础上，稳步推进享受国家可再生能源补贴的绿电项目参与绿电交易。
（二）我省现实需要
我省曾一度被国家视为“无风”“无光”的省份，随着技术的发展，新能源产业实现从无到有、从小到大的快速发展。2011年，首个风电场建成投产，标志着我省新能源发展的开端。2015年，首个光伏电站建成投产，结束了我省无光伏发电的历史。截至2023年5月底，全省风电光伏发电装机2101万千瓦，同比增长25%，占全省电力装机的26%。其中，风电607万千瓦，位居全国第23位；光伏发电1494万千瓦，位居全国第16位。经过十多年的发展，我省新能源发电已发展成为我省电力装机的重要组成部分，为我省能源保供作出了一定贡献。
目前，我省电力市场化改革正深入推进，电力中长期交易已较为成熟，燃煤发电已全部进入市场，工商业用户也全部参加市场化交易。随着电力用户绿色消费意识逐步提高，特别是中长期交易电价高于新能源平价项目上网电价后，新能源发电企业参与市场化交易意愿愈发强烈，从去年起，我省新能源发电企业也试水开展交易。
为稳妥有序推进新能源参与电力市场化交易，充分体现新能源发电的绿色价值，促进能源绿色转型，需结合新能源的特点，建立完善符合新能源特点的电力市场体制机制，推动新能源逐步进入市场交易。
二、制定依据
（一）《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）
（二）《国家发展改革委 国家能源局关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》（发改能源〔2022〕206号）
（三）《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于推动电力交易机构开展绿色电力证书交易的通知》（发改办体改〔2022〕797号）
（四）《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）
（五）《国家发展改革委 财政部 国家能源局关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》（发改体改〔2023〕75号）
三、必要性和可行性
（一）必要性
一是贯彻落实国家有关政策的需要。开展绿色电力交易是落实碳达峰、碳中和战略部署的重要举措，是推进能源绿色低碳转型的重要途径，为此国家出台了若干文件要求各地开展绿色电力交易，引导电力用户消费绿色电力。
二是促进我省新能源发电加快发展。2020年，国家取消可再生新能源补贴，新的项目上网电价与燃煤发电基准电价一致，收益降低，经济评价难以通过，大部分新能源项目一度陷入停建状态。随着中长期交易电价高于新能源平价项目上网电价后，新能源发电企业参与交易将获得更多的收益，项目经济指标提高，将带来新一轮开发建设热潮，促进我省新能源发电加快发展。
三是满足电力用户绿色电力消费需求。随着电力用户绿色消费意识逐步提高，需要有序推进新能源进入电力市场，建立新能源参与电力市场化交易机制，畅通电力用户使用绿色电力渠道。
（二）可行性
一是电力交易系统和平台已逐步完善。我省电力市场化交易经过多年的发展，目前我省电力交易系统、平台已具备多品种交易的能力，相关功能已逐步完善。
二是新能源发电企业参与绿色电力交易积极性较高。目前，我省电力市场化中长期交易电价已较燃煤发电基准电价上浮20%，加上环境溢价，新能源发电企业参与绿色电力交易将带来更多收益。
三是电力用户参与绿色电力交易呼声也逐渐强烈。结合前期试水的绿色电力交易情况来看，包含环境溢价在内，电力用户与新能源发电企业的交易电价与全省市场交易均价差别不大，有的甚至低于市场交易均价。电力用户购买绿色电力的用电成本并大幅增加，因此参与绿色电力交易呼声也逐渐强烈。
四、起草过程
结合国家相关办法、规程，我们从2023年一季度开始组织起草《办法》初稿，经反复讨论形成了征求意见稿。
6月9日，发函征求省发展改革委、国家能源局贵州监管办、省电网公司、贵州电力交易中心、各市（州）能源主管部门、有关发电企业、有关售电公司、有关市场用户等单位意见，共收到57条建议，其中，采纳17条；未采纳23条；无意见17条，具体情况见附件。
五、《办法》框架结构和主要内容
《办法》分为总则、市场主体及准入条件、交易品种及方式、交易组织、价格机制、结算及偏差处理、其他等7个部分，总共37条，具体为：
第一部分：总则。该部分共1条，明确制定管理办法的依据和目的。
第二部分：市场主体及准入条件。该部分共6条。明确了发电企业、电力用户、售电公司为市场主体，以及市场主体参与电力市场化交易的相关条件。
第三部分：交易品种及方式。该部分共6条，明确了绿色交易交易品种和交易方式。绿色电力交易品种分为绿色电力交易、新能源电能量交易。交易方式为双边协商、集中竞价、挂牌、竞拍、认购交易等，并按照年度（含多月）交易为主、月度交易为补充的原则进行。
绿色电力交易包含绿色电力直接交易和认购交易，绿色电力直接交易指电力用户（售电公司）与新能源发电企业间的电能量交易和绿证交易；绿色电力认购交易指未直接参与市场交易的电力用户与电网企业统一收购的新能源发电企业建立认购关系，为事后交易，由广州电力交易中心组织开展。
新能源电能量交易是指绿证已签订售卖合同的新能源发电企业与电力用户（售电公司）开展的电能量交易。
第四部分：交易组织。该部分共5条。一是明确交易上限。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%。二是明确交易流程。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及相关交易公告。
第五部分：价格机制。该部分共2条。一是绿色电力交易价格形成机制。明确绿色电力交易价格包括电能量价格和环境溢价，并要求电能量价格原则上不低于燃煤发电的中长期交易均价的90%，超出电能量价格的部分为环境溢价（主要考虑避免市场主体乱申报电能量价格和环境溢价，影响全省平均电能量价格）。二是分时电价机制。明确分时交易平段价格由购售电双方协商确定，峰、谷电价上下浮动按照相关规定执行。
第六部分：结算及偏差处理。该部分共14条，分为结算模式、结算顺序、结算电量、交易结算。
结算模式：电力用户向电网企业缴纳电能量电费和环境溢价费用，电网企业向发电企业支付电能量电费和环境溢价费用，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。
结算顺序：电力用户（售电公司）实际电量，优先结算绿电交易合同计划，再结算新能源电能量交易合同计划，最后结算火电企业交易合同计划。
结算电量：明确参与绿色电力交易市场主体的分配方式。
交易结算：明确合同结算电量和偏差考核方式。
合同结算电量按电力用户（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。
偏差考核方式为：电力用户（售电公司）完成电量小于绿色电力交易月度总合同电量计划，对其5%（含）以内的少用电量免于支付偏差考核费用，5%以外的少用电量按照电能量加权综合均价的5%支付偏差考核费用，补偿给相应的发电企业。
第七部分：其他。该部分共4条。明确了本《办法》发布后如遇国家和省政策调整及重大市场变化，相关规则做出相应调整，以及其他的部分相关事宜。
_ueditor_page_break_tag_附件：《新能源参与电力市场交易管理办法》意见汇总及采纳情况表
