10月1日施行！北京绿电交易细则印发-索比光伏网

各经营主体、各有关市场运营机构：

近期，北京电力交易中心依据《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)，修订形成《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则(2024年修订稿)》，经北京电力交易中心市场管理委员会2024年第1次全体会议审议通过，并向国家发展改革委、国家能源局进行了报备。现予以印发，自2024年10月1日起施行。

北京电力交易中心有限公司

2024年9月14日。

北京电力交易中心绿色电力交易实施细则(2024 年修订稿)

第一章总则

第一条为贯彻落实党中央、国务院关于力争2030年前实现碳达峰、2060 年前实现碳中和的战略部署，推动构建新型电力系统，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，推进绿色电力交易工作有序开展，依据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9 号)及其配套文件、《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)、《电力市场运行基本规则》(国家发展和改革委员会令第20 号)、《电力中长期交易基本规则》(发改能源规〔2020〕889 号)(以下简称“中长期规则”)、《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)、《电力现货市场基本规则(试行)》(发改能源规〔2023〕1217 号)(以下简称“现货规则”)、《电力市场信息披露基本规则》(国能发监管〔2024〕9 号)(以下简称“信息披露基本规则”)、《北京电力交易中心跨区跨省电力中长期交易实施细则》(京电交市〔2024〕38 号)(以下简称“省间细则”)等规则，按照《国家发展改革委国家能源局关于绿色电力交易试点工作方案的复函》(发改体改〔2021〕1260 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享受中央政府补贴的绿电项目参与绿色电力交易有关事项的通知》(发改体改〔2023〕75 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可再生能源电力消费的通知》(发改能源〔2023〕1044 号)等政策要求，制定《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》(以下简称“本细则”)。

第二条本细则所称绿色电力、绿色电力交易、绿色电力证书按以下定义。

(一) 绿色电力是指符合国家有关政策要求的风电(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、海洋能发电等已建档立卡的可再生能源发电项目所产生的全部电量。

(二) 绿色电力交易是指以绿色电力和对应绿色电力环境价值为标的物的电力交易品种(包括批发市场和零售市场交易)，交易电力同时提供国家核发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、购买绿色电力的需求。初期，参与绿色电力交易的发电侧主体为风电、光伏发电项目，条件成熟时，可逐步扩大至符合条件的其他可再生能源。

(三) 绿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。国家对符合条件的可再生能源电量核发绿证，1 个绿证单位对应1000 千瓦时可再生能源电量。

第三条绿色电力交易应坚持绿色优先、市场导向、安全可靠的原则，充分发挥市场作用，全面反映绿色电力的电能价值和环境价值，引导全社会形成主动消费绿色电力的共识与行动。

第四条绿色电力环境价值随绿色电力交易由发电企业转移至电力用户，绿色电力环境价值应确保唯一，不得重复计算或出售。

第五条本细则适用于国家电网公司经营区域内开展的绿色电力交易。未尽事项，遵照中长期规则、现货规则及省间细则等规则执行。

第二章市场成员

第六条参与绿色电力交易的市场成员包括经营主体、电网企业和市场运营机构。经营主体包括发电企业(含分布式发电主体)、电力用户、售电公司及聚合商等主体。市场运营机构包括电力交易机构、电力调度机构。

第七条新入市经营主体通过电力交易平台及“e-交易”进行市场注册时同时开立绿色电力账户，已注册生效的经营主体自动获得绿色电力账户。绿色电力账户包括参与绿色电力交易的合同信息、结算信息，以及绿电交易对应的绿证核发等信息。

第八条初期，绿色电力交易优先组织未纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内的，或主动放弃补贴的风电和光伏发电企业参与交易。按照《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色电力交易有关事项的通知》(发改体改〔2023〕75 号)要求，逐步推进已纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内的绿电项目(以下简称“带补贴绿电项目”)参与绿色电力交易，高于项目所执行的煤电基准电价的溢价收益，等额冲抵国家可再生能源补贴或归国家所有。发电企业放弃整个项目后续全部补贴的，参与绿色电力交易的全部收益归发电企业所有。

第九条分布式发电主体以聚合形式由聚合商代理参与绿色电力交易。代理分布式发电主体参与交易的聚合商(以下简称分布式发电聚合商)在批发市场以发电企业身份参与绿色电力交易。分布式发电主体及聚合商相关准入注册要求按照有关规则规定执行。

第十条参与绿色电力交易的电力用户主要为具有绿色电力消费及认证需求、愿意为绿色电力环境价值付费的用电企业，主要为直接参与电力市场的用户。

第十一条参与绿色电力交易的售电公司购买绿色电力，通过电力零售合同销售给有绿色电力消费需求的零售用户。鼓励售电公司提供绿色电力零售套餐。

第十二条按照国家相关政策要求，承担可再生能源发展结算服务的机构单独记账、专户管理带补贴绿电项目参与绿色电力交易的溢价收益，本年度归集后由国家电网有限公司按程序报财政部门批准，专项用于解决可再生能源补贴缺口。

第十三条发电企业的权利和义务：

(一) 按照规则参与绿色电力交易，签订和履行绿色电力交易合同，按时完成电费结算;

(二) 获得公平的输配电服务和电网接入服务，开展建档立卡工作，取得绿证核发资格，配合完成绿证核发;

(三) 按照信息披露有关规定披露市场信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息;

(四) 法律法规规定的其他权利和义务。

第十四条电力用户的权利和义务：

(一) 按照规则参与绿色电力交易，签订和履行绿色电力交易合同，按时完成电费结算，获得绿色电力环境价值;

(二) 提供绿色电力交易所必需的绿色电力交易需求及相关用电信息;

(三) 按照信息披露有关规定披露市场信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息;

(四) 法律法规规定的其他权利和义务。

第十五条售电公司的权利和义务：

(一) 按照规则代理零售用户参与绿色电力交易，签订和履行绿色电力交易合同，并将合同电量关联至零售用户，按时完成电费结算;

(二) 提供绿色电力交易所必需的绿色电力交易需求及相关用电信息;

(三) 按照信息披露有关规定披露相关信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息;

(四)法律法规规定的其他权利和义务。

第十六条电网企业的权利和义务：

(一) 为发电企业提供公平的电网接入、计量、抄表、电费结算等服务;为电力用户提供公平的报装、计量、抄表、电费结算等供电服务;为售电公司、聚合商等经营主体提供电费结算服务;

(二) 会同电力交易机构收集汇总并确认省内电力用户、售电公司及发电企业参与省间绿色电力交易需求，在省间市场购买绿色电力;

(三) 按照信息披露相关规定披露相关信息;

(四) 法律法规规定的其他权利和义务。

第十七条分布式发电聚合商按照业务类型，享有与相应经营主体相同的权利，履行与相应经营主体相同的义务。

第十八条电力交易机构的权利和义务：北京电力交易中心主要负责：

(一) 配合政府主管部门编制、修订绿色电力交易相关规则及工作方案;

(二) 开展省间绿色电力交易，出具相关交易结算依据，实施相关信息披露;

(三) 汇总省间、省内绿色电力交易合同、省内结算依据;

(四) 向绿证核发机构推送汇总的省间、省内绿色电力交易结算信息，接收绿证核发机构批量推送的绿证，并将绿证划转至有关电力用户;

(五) 建设和运营电力交易平台支撑绿色电力交易业务，通过多重安全认证技术保障经营主体信息安全;

(六) 其它相关工作。

各省电力交易中心主要负责：

(一) 配合政府主管部门完善省内相关交易规则，做好省间、省内市场衔接;

(二) 提供市场注册服务;

(三) 开展省内绿色电力交易，出具相关交易结算依据，实施相关信息披露;

(四) 汇总省内绿色电力交易合同(含零售合同)、结算依据，并报送北京电力交易中心;

(五) 会同省级电网企业汇总省内电力用户、售电公司及发电企业参与省间绿色电力交易需求;

(六) 其它相关工作。

第十九条电力调度机构的权利和义务：

(一) 负责按调管范围开展绿色电力交易安全校核;

(二) 向电力交易机构提供安全约束边界条件、通道可用输电容量等数据，配合电力交易机构履行市场运营职能等;

(三) 合理安排电网运行方式，执行绿色电力交易结果，保障市场正常运行;

(四) 按照信息披露有关规定披露电网运行相关信息;

(五) 法律法规规定的其他权利和义务。

第二十条国家能源局电力业务资质管理中心负责绿证核发，根据绿电交易结算情况，将绿证批量推送至北京电力交易中心。

第三章交易方式

第二十一条绿色电力交易主要包括省内绿色电力交易和省间绿色电力交易，其中：

(一) 省内绿色电力交易是指由电力用户或售电公司等通过电力直接交易的方式向计入本省网控制区的发电企业购买绿色电力。

(二) 省间绿色电力交易是指由电力用户或售电公司等通过电力交易平台聚合的方式向非本省网控制区的发电企业购买绿色电力。省级电网企业会同省电力交易机构汇总并确认省内电力用户或售电公司等绿色电力交易申报需求，形成省内绿色电力交易需求，提交至北京电力交易中心。北京电力交易中心统一开展省间绿色电力交易。

第二十二条绿色电力交易方式主要包括双边协商交易和集中交易(含集中竞价交易、挂牌交易)，可根据市场需要进一步拓展，应满足绿色电力可追踪溯源的要求。

其中：

(一) 双边协商交易，参与交易的主体自主协商确定交易电量(电力)、价格、绿色电力环境价值偏差补偿方式等，通过电力交易平台申报、确认。按规则出清形成交易结果。

(二) 集中竞价交易，参与交易的主体均通过电力交易平台申报交易电量(电力)、价格等信息。按照报价撮合法出清形成交易结果。

(三) 挂牌交易，参与交易的主体一方通过电力交易平台申报交易电量(电力)、价格等挂牌信息，另一方摘牌。按规则出清形成交易结果。

第二十三条常态化开展中长期分时段交易的地区应按照相关规则，开展分时段或带电力曲线的绿色电力交易。

第二十四条绿色电力交易在合同各方协商一致、并确保绿色电力可追踪溯源的前提下，可按月或更短周期开展绿色电力交易合同转让交易，经营主体转让合同电量时一同转让绿色电力环境价值。

第二十五条绿色电力交易合同转让交易初期以双边协商方式组织，按照先发电侧、后用电侧的顺序开展。双边协商交易申报时，需要关联原合同，并经原合同相对方同意。合同转让交易完成后，形成绿色电力交易转让合同。依据转让合同，对原绿色电力交易合同进行拆分，形成经营主体新的履约关系。初期，绿色电力交易合同的购方、售方仅可分别转让一次;后续条件成熟后可增加转让次数。

第二十六条已常态化开展绿色电力分时段交易的省份，可开展月内绿色电力分时能量块交易，发电企业和电力用户(含售电公司)均可作为买卖方参与交易。交易标的为分时能量块，能量块信息包括绿色电力交易电量、电能量价格、绿色电力环境价值和绿色电力环境价值偏差补偿价格等。

第二十七条售电公司的所有绿色电力交易合同电量均应关联至零售用户。售电公司应在规定时间内，将批发市场绿色电力交易合同电量关联至与其签订绿色电力零售合同的零售用户。单个批发合同可与部分零售用户关联，也可与全部零售用户关联。

第二十八条分布式发电聚合商参与批发交易前，首先通过电力交易平台与分布式发电主体建立服务关系，签订分布式电源售电合同。分布式发电主体在同一合同周期内仅可与一家聚合商确定服务关系。

第二十九条分布式发电主体与聚合商以月为最小周期签订分布式电源售电合同。合同应明确主体名称、关联户号、合同期限、费用结算、偏差处理方式、违约责任等内容。

第三十条分布式发电聚合商在批发市场，以发电企业身份与电力用户、售电公司开展绿色电力交易，进行批发侧结算和不平衡资金分摊。分布式发电聚合商的所有绿色电力交易合同电量均应关联至分布式发电主体，具体要求参照售电公司和零售用户的关联要求执行。

第四章交易流程

第一节总体原则

第三十一条绿色电力交易优先组织，引导经营主体有序参与绿色电力交易。

第三十二条推动跨区跨省优先发电计划中的绿色电力，优先通过参与绿色电力交易的方式予以落实。省间、省内绿色电力交易按照年度(多年)、月度(多月)、月内(旬、周、日滚动)的顺序开展。鼓励发电企业与电力用户签订多年期绿电中长期合同。

第三十三条省内市场中，多年期绿色电力交易主要以双边协商方式开展。年度绿色电力交易可通过双边协商、集中交易等方式开展。月度(多月)、月内(旬、周、日滚动)绿色电力交易可根据市场实际通过集中交易、双边协商等方式开展。

第三十四条省间市场中，多年期绿色电力交易主要以双边协商方式开展。年度、月度(多月)、月内(旬、周、日滚动)绿色电力交易原则上以电力交易平台聚合方式通过集中交易开展。推动开展省间多通道集中竞价交易。

第三十五条电力交易机构可开展年度、多月绿色电力交易合同的分月电量调整，及年度、月度(多月)绿色电力交易合同转让交易等。

第三十六条年度或多月绿色电力交易合同的执行周期内，购售双方可协商一致通过电力交易平台调整后续各月的合同分月电量，调整前后合同总量保持不变。开展分时段绿色电力交易的，调整前后合同各时段总量保持不变。年度或多月合同调整后的电量需通过电力调度机构安全校核。

第三十七条经营主体协商一致达成多年期绿色电力交易合同后，向电力交易机构提交要约，电力交易机构及时对要约进行受理。受理通过后，经营主体按照要求通过电力交易平台提交分年交易电量、价格和电力曲线等要约信息及相关附件，交易电量至少应细分到年内各月，电力交易机构按照市场规则出清形成交易结果。

第三十八条考虑多年期绿色电力交易合同执行周期内，经济周期波动、产业结构调整、电价政策调整等因素，经购售双方协商一致，通过电力交易平台可调整后续各月的合同分月电量(总量不变);还可选择对后续各月的合同分月电量进行调增(或调减)，年累计调增(或调减)电量不得超过本年度合同总量的 30%，后续根据多年期绿色电力交易合同执行情况，可适时调整调增(或调减)幅度。分月电量调整确定后，具备条件的地区可由购售双方协商一致且在全月电量不变的前提下，灵活开展未执行的剩余天数的日电量和电力曲线调整。多年期绿色电力交易调整后的电量需通过电力调度机构安全校核。多年期绿色电力交易合同暂不开展转让交易。

第三十九条对于年度、多月等周期的绿色电力交易，交易公告应当提前至少 5 个工作日发布;对于月度、月内(旬、周、日滚动)等周期的绿色电力交易，应当提前至少1个工作日发布。交易公告发布内容应当包括：

(一)交易标的(含电力、电量和交易周期)、申报起止时间;

(二)交易出清方式;

(三)电能量价格、绿色电力环境价值形成机制;

(四)其他需明确事项。

第四十条绿色电力交易开展前，电力调度机构需提供安全约束条件等。电力交易机构根据安全约束条件、机组发电能力等开展绿色电力交易。

第二节双边协商交易流程

第四十一条绿色电力双边协商交易流程：

(一)交易组织。对于定期开展的双边协商交易，电力交易机构在电力交易平台发布交易公告，经营主体自主协商一致，在规定时间内申报(或确认)绿色电力交易电量(电力)、电能量价格、绿色电力环境价值、绿色电力环境价值偏差补偿方式等信息。电力交易机构通过电力交易平台出清形成交易预成交结果。

(二)结果发布。经调度机构安全校核后形成成交结果，电力交易机构发布成交结果。

第三节集中竞价交易流程

第四十二条省间绿色电力集中竞价交易流程：

(一)需求汇总。经营主体通过所在省电力交易平台提交绿色电力集中竞价交易需求，包括意向购售省份、电量(电力)、价格等。购、售方所在省电网企业会同省电力交易中心收集汇总省间绿色电力交易需求信息，进行确认后提交至北京电力交易中心电力交易平台。

(二)交易组织。北京电力交易中心根据相关省电力交易平台汇总提交的交易需求信息，结合省间通道输送能力、送端省送出能力及受端省受入能力等，发布省间绿色电力交易公告，开展省间绿色电力集中竞价交易。参与交易的主体按照交易安排自主进行交易申报，购电省份经营主体的申报信息将通过电力交易平台进行聚合，按照省间细则集中竞价出清序列的排序规则形成购电省份电网企业申报信息，并统一参与省间集中竞价交易。北京电力交易中心汇总交易申报数据，依据省间细则通过电力交易平台出清形成交易预成交结果。

(三)结果发布。经调度机构安全校核后形成成交结果，北京电力交易中心发布成交结果。

第四十三条省内绿色电力集中竞价交易流程：

(一)交易组织。省电力交易中心在电力交易平台发布交易公告，经营主体按时间规定申报绿色电力集中竞价交易电量(电力)、价格等信息。省电力交易中心通过电力交易平台出清形成交易预成交结果。

(二)结果发布。经调度机构安全校核后形成成交结果，省电力交易中心发布成交结果。第四节挂牌交易流程第四十四条省间绿色电力挂牌交易流程：

(一)需求汇总。经营主体通过所在省电力交易平台提交绿色电力挂牌交易需求，包括挂牌电量(电力)、挂牌价格等。购、售方所在省电网企业会同省电力交易中心收集汇总省间绿色电力交易需求信息，进行确认后，提交至北京电力交易中心电力交易平台。

(二)交易组织。北京电力交易中心根据相关省电力交易平台汇总提交的交易需求信息，结合省间通道输送能力、送端省送出能力及受端省受入能力等，发布省间绿色电力交易公告，开展省间绿色电力挂牌交易。参与交易的主体按照交易安排自主进行交易申报，购电省份经营主体的申报信息将通过电力交易平台进行聚合，形成购电省份电网企业申报信息，并统一参与省间挂牌交易。北京电力交易中心汇总交易申报数据，依据省间细则，通过电力交易平台出清形成交易预成交结果。

(三)结果发布。经调度机构安全校核后形成成交结果，北京电力交易中心发布成交结果。

第四十五条省内绿色电力挂牌交易流程：

(一)交易组织。省电力交易中心在电力交易平台发布交易公告，经营主体按时间规定申报挂牌电量(电力)、价格等信息，或者进行摘牌确认。省电力交易中心通过电力交易平台出清形成交易预成交结果。

(二)结果发布。经调度机构安全校核后形成成交结果，省电力交易中心发布成交结果。

第五章价格机制

第四十六条绿色电力交易价格由经营主体通过双边协商、集中交易等市场化方式形成。

第四十七条绿色电力交易价格由电能量价格与绿色电力环境价值组成，经营主体应分别明确电能量价格与绿色电力环境价值。其中：

(一)双边协商交易方式下，购售双方自行协商确定绿色电力交易整体价格，并分别明确其中的电能量价格与绿色电力环境价值。电能量价格按照相关规则，明确整体价格或分时段价格。绿色电力环境价值各时段价格保持一致。

(二)集中竞价交易方式下，经营主体申报绿色电力交易整体价格，按照整体价格报价撮合法出清，以购售双方报价的平均值形成每个交易对的整体交易价格。再按以下原则将整体交易价格分解形成电能量价格与绿色电力环境价值：绿色电力环境价值统一取交易组织前北京电力交易中心绿证市场成交均价，其中，年度交易取交易组织近12个月的绿证市场成交加权均价，月度(月内)交易取交易组织前上月绿证市场成交加权均价，绿色电力环境价值取值提前在交易公告中公布;整体交易价格扣减绿色电力环境价值后形成电能量价格。

(三)挂牌交易方式下，挂牌方经营主体申报绿色电力交易整体价格，包括电能量价格与绿色电力环境价值，摘牌方自主摘牌。绿色电力环境价值统一取交易组织前北京电力交易中心绿证市场成交均价，其中，年度交易取交易组织近12个月的绿证市场成交加权均价，月度(月内)交易取交易组织前上月绿证市场成交加权均价，绿色电力环境价值取值提前在交易公告中公布。

(四)转让交易中，合同出让方与受让方经营主体可自行协商确定转让绿色电力合同电量的电能量价格，但绿色电力环境价值、绿色电力环境价值偏差补偿条款需与原合同保持一致。

第四十八条参与绿色电力交易的电力用户，其用电价格由电能量价格、绿色电力环境价值、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加等构成。上网环节线损费用按照电能量价格计算，依据有关政策规则执行，输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加按照国家及地方有关规定执行。

第四十九条绿色电力零售套餐中应分别明确电能量价格和绿色电力环境价值。按照零售合同约定的电能量价格、绿色电力环境价值及偏差补偿条款等进行结算。

第五十条绿色电力环境价值不纳入峰谷分时电价机制以及力调电费等计算，具体按照国家及地方有关政策规定执行。

第五十一条按照国家有关规定和中长期规则，在集中竞价交易中，为避免市场操纵以及恶性竞争，可对电能量报价或者出清价格设置上、下限。

第五十二条绿色电力环境价值偏差补偿价格是经营主体上网电量或用电量对应的环境价值未达到合同约定要求时，按照偏差量向对方支付违约补偿时的价格标准。绿色电力环境价值偏差补偿价格原则上按照以下方式确定：

(一)对于双边协商方式达成的绿色电力交易合同，绿色电力环境价值偏差补偿价格由合同双方自行约定，分别明确购方偏差的补偿价格和售方偏差的补偿价格。

(二)对于集中交易方式形成的绿色电力交易合同，绿色电力环境价值偏差补偿价格按合同明确的绿色电力环境价值的一定比例确定。市场初期，对购售双方按同一比例设置，暂定为 25%，后续可适时调整;各地也可结合省内市场情况另行明确。

(三)绿色电力零售套餐中绿色电力环境价值偏差补偿方式、价格等，结合各地电力零售市场规则及经营主体零售合同约定执行。

第六章安全校核

第五十三条绿色电力交易预成交结果需经相关电力调度机构安全校核，由电力交易机构发布成交结果。

第五十四条绿色电力交易在合同各方协商一致后，进行合同分月电量调增(或调减)、合同分月电量调整、合同转让交易等的，需要再次通过电力调度机构安全校核。

第七章交易合同

第五十五条绿色电力交易合同应明确交易电量(电力)、价格(包括电能量价格、绿色电力环境价值)及绿色电力环境价值偏差补偿等内容。售电公司与零售用户绿色电力零售合同也应明确上述内容。

第五十六条在电力交易平台提交、确认的双边协商以及参与集中交易产生的结果，可将电力交易机构出具的电子交易确认单(视同电子合同)作为执行依据。

第五十七条北京电力交易中心会同省电力交易中心，根据交易结果形成绿色电力溯源关系。

第五十八条未开展现货市场连续结算试运行或正式运行的省份，同一交易周期内参与绿色电力交易的发电企业对应合同电量，在保障电网安全稳定运行的前提下，由相应电力调度机构按照交易优先级予以安排。已开展现货市场连续结算试运行及正式运行的省份，绿色电力交易合同按照相关规则执行并结算。第五十九条购售双方在协商一致的前提下，可针对通过双边协商方式达成的绿色电力交易合同未执行部分进行合同价格调整。合同价格调整通过电力交易平台开展，经营主体应按要求提交相关协议附件。

第八章计量与结算

第一节计量

第六十条电网企业应当根据市场运行需要为经营主体安装符合技术规范的计量装置;计量装置原则上安装在产权分界点，产权分界点无法安装计量装置的，应考虑相应的变(线)损。电网企业应当在跨区跨省输电线路两端安装符合技术规范的计量装置，跨区跨省交易均应当明确其结算对应计量点。

第六十一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。

第六十二条电网企业应当按照电力市场结算要求定期抄录发电企业(机组)和电力用户电能计量装置数据，并将计量数据提交电力交易机构。对计量数据存在疑义时，由具有相应资质的电能计量检测机构确认并出具报告，由电网企业组织相关市场成员协商解决。电力用户、发电企业绿色电力交易电量的电能量计量装置校验和异常处理，分别按照供用电合同、购售电合同相关约定执行。

第六十三条交易合同履约期间，若电能计量点发生变更，各方应以书面方式对计量点变更情况进行确认，并在月度结算前完成电力交易平台信息变更。

第二节结算

第六十四条绿色电力交易按照相关中长期交易规则优先结算。

第六十五条电力交易机构负责向经营主体、电网企业出具绿色电力交易结算依据(其中电能量部分次月结算，绿色电力环境价值部分次次月结算)，纳入经营主体交易结算单按月发布，经营主体进行确认。电网企业按照电力交易机构出具的绿色电力交易结算依据，开展电费结算，并在用户电费账单中单列绿色电力环境价值电量、价格及费用。

第六十六条电力交易机构向经营主体、电网企业出具的绿色电力交易结算依据包含以下内容：

(一)实际结算电量;

(二)绿色电力交易合同电量、电能量价格、电能量费用;

(三)绿色电力环境价值结算电量、绿色电力环境价值价格、绿色电力环境价值费用;

(四)电能量偏差结算费用、绿色电力环境价值偏差补偿费用;

(五)零售侧(含分布式发电主体，下同)绿色电力交易相关结算依据。

第六十七条绿色电力交易电能量与绿色电力环境价值分开结算：

(一)省间绿色电力交易电能量部分按照省间实际执行电量进行结算。省内绿色电力交易电能量部分原则上按照“照付不议、偏差结算”开展结算，省内绿色电力交易合同及绿色电力转让交易合同电量按照合同约定的电能量价格进行结算;偏差部分按照偏差价格进行结算。现货市场运行的地区按照现货规则进行结算。具体按照省间、省内相关电能量市场交易规则执行。

(二)绿色电力环境价值按当月合同总电量(按购方所在节点确定，省间交易还应考虑实际输电量)、发电企业上网电量、电力用户用电量三者取小的原则确定结算量(以兆瓦时为单位取整数，在合同周期内尾差滚动到次月核算)。同一电力用户/售电公司与多个发电企业签约，总用电量低于总合同电量的，该电力用户/售电公司对应于各发电企业的用电量按总用电量占总合同电量比重等比例调减;同一发电企业与多个电力用户/售电公司签约的，总上网电量低于总合同电量时，该发电企业对应于各电力用户/售电公司的上网电量按总上网电量占总合同电量比重等比例调减。以绿色电力交易合同、转让交易后的绿色电力交易合同形成经营主体最终实际履约关系。绿色电力环境价值依据最终实际履约关系开展结算。发电侧之间的转让合同、用户侧之间的转让合同无需进行绿色电力环境价值结算。

(三)零售市场的电能量和绿色电力环境价值结算，在保证绿色电力交易可追踪溯源的前提下，按照本细则电量取小原则、各地零售市场相关规则及经营主体零售合同约定开展结算。

(四)按照本细则及经营主体分布式电源售电合同约定，对聚合商、分布式发电主体进行结算。聚合商用于结算的电能量部分上网电量为聚合的分布式发电主体实际上网电量合计值，聚合商用于结算的绿色电力环境价值部分电量为各分布式发电主体上网电量(以兆瓦时为单位取整数，在合同周期内尾差滚动到次月核算)的合计值。

(五)以绿色电力环境价值最终结算量，作为相关主体通过绿色电力交易方式完成的绿色电力消费量的统计依据。

第六十八条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。其中因安全运行原因，导致发、用双方未能足额履约，双方均不承担相应责任，或在绿电交易合同中另行明确责任。

第六十九条发电企业的绿色电力环境价值偏差量，为其对应到该合同的上网电量少于合同约定的部分。电力用户、售电公司的绿色电力环境价值偏差量，为其对应到该合同的用电量少于合同约定的部分。以兆瓦时为单位取整造成的尾差，不计入偏差量。

第九章绿证划转

第七十条根据绿色电力交易合同、执行、结算等信息，按月为相关交易主体划转绿证。

第七十一条北京电力交易中心汇总省间、省内绿色电力交易结算信息，推送至国家能源局电力业务资质管理中心。

第七十二条国家能源局电力业务资质管理中心组织将绿证批量推送至北京电力交易中心。

第七十三条北京电力交易中心根据绿色电力交易合同和结算信息等，将绿证划转至相关电力用户。电力用户未按时缴纳绿色电力环境价值费用的，由电网企业按月向北京电力交易中心反馈，暂不划转绿证。

第七十四条北京电力交易中心定期将带补贴绿电项目相关交易结算信息同步至承担可再生能源发展结算服务的机构。

第七十五条北京电力交易中心依托区块链技术可靠记录绿色电力交易、合同、结算等全业务环节信息。可按照电力用户需要，依据绿色电力交易全业务环节信息，为电力用户提供参与绿色电力交易相关证明。