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。市场初期，主要指风电和光伏发电企业上网电量，根据国家有关要求可逐步扩大至符合条件的其它电源上网电量。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,用以满足发电企业、售电公司、电力用户等
凭证，作为绿色环境权益的唯一凭证。参与市场成员：发电企业、电力用户、售电公司等市场主体,以及电网企业、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。参与绿色电力交易的发电企业初期主要

协调，加快建设全国碳排放权交易市场、用能权交易市场、绿色电力交易市场。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。支持

年底，南方区域市场注册主体突破10万家，同比增长51.2%，其中发电企业747家，电力用户9.8万家，售电公司920家。三是市场化程度进一步提高。2021年，南方区域省内市场化交易电量5799亿千
交易压舱石作用。一是加强现货环境下售电公司资质审核，发挥售电公司作为批发市场和零售市场有效衔接的桥梁作用，为零售用户提供风险缓冲服务。二是完善市场限价及价格传导措施，如允许零售合同联动现货价格，或在零售

转变为低碳、安全、经济三个维度，显然这给所有供电企业都带来挑战。配售电企业相比其他供电企业或者一般售电企业，却拥有更大优势：一是其第二类售电公司的身份，既能够供电，又能够市场化购电与售电;二是电改政策决定
。 (二)开拓市场化绿电交易业务，满足区域低碳用电需求对于不具备大规模接入可再生能源(含分布式可再生能源)的增量配电网，应充分发挥售电公司市场化交易的优势，通过绿电采购方式消纳外部的可再生能源。2021

集聚区生产性服务业用户; 电力用户可选择自行参与交易,也可由售电公司代理交易, 3)其他参与方输电方(主电网企业、地方电网企业)、售电公司 具体参考下图图片来源于：国能小粤 2
0.4227元/千瓦时上浮20%) 交易价格下限：0.4207元/千瓦时(煤电基准价) 5、结算模式按照绿色电力的交易价格，电费的流向如下：电力用户(售电公司)电网企业发电企业 6、绿证划拨

标准。规定了发电企业、批发用户(售电公司)合同电量免偏差考核范围，对低于免偏差考核范围的少发、用电量，及超过免偏差考核范围的多发、用电量的考核标准进行了确定;规定若因电网企业原因导致发电企业、电力用户
执行偏差考核，由电网企业承担偏差费用。二是限制电力市场操纵。为杜绝售电公司滥用市场操纵力、不良交易行为等违反电力市场秩序，规定同一投资主体(含关联企业)所属或实际控制的售电公司，年度交易电量不应

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
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

相应市场风险，由市场主体自行承担! 此前，蒙东电力交易中心发布关于市场主体电量申报失误导致巨额偏差费用的警示通报，通报称2022年1、2月蒙东地区电力用户与售电公司线上绑定和月度预购电量申报工作中
，电力用户A委托售电公司B申报电量，拟申报电量计划为每月1260万千瓦时。实际操作过程中，售电公司B独立完成电量申报和确认工作，填报电量时发生失误，申报电量为1260亿千瓦时，较拟委托申报电量扩大10000

协调，加快建设全国碳排放权交易市场、用能权交易市场、绿色电力交易市场。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。支持

交易机制，深化输配电等重点领域改革，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。支持

2月6日，内蒙古东部电力交易中心有限公司印发《关于市场主体电量申报失误导致巨额偏差费用的警示通报》，就电力用户与售电公司因月预购电量申报失误导致偏差考核费用达14.68亿元的案例进行通报。根据
公告，蒙东电力交易中心于去年12月组织开展了2022年1、2月电力用户与售电公司的月度预购电量申报。电力用户A委托委托售电公司B进行申报，并将账号、密码等告知售电公司B。而电力用户A委托的月度预购

国家电力市场。充分发挥北京、广州电力交易中心作用，完善电力交易平台运营管理和跨省跨区市场交易机制。根据电力基础设施建设布局和互联互通情况，研究推动适时组建全国电力交易中心，引入发电企业、售电公司、用户等
发电企业与售电公司、用户等开展直接交易。加强跨省跨区与省内市场在经济责任、价格形成机制等方面的动态衔接。加快建立市场化的跨省跨区输电权分配和交易机制，最大程度利用跨省跨区富裕通道优化电力资源配置。三

发展。一是交易规模实现大幅增长。全年216家发电企业、92家售电公司参与电力中长期交易，交易电量729亿千瓦时，同比增长31.8%。二是有效保障火电企业合理权益。通过严格执行上下调月清月结，前三季度火电
加强市场运营机构监管，要求电力交易中心、电力调控中心按期做好市场运营情况分析，落实风险防控责任;组织修订《湖南电力中长期市场信息披露管理办法》，进一步规范和加强信息披露监管。三是推进售电公司市场行为监管

全省现役燃煤机组、燃气机组、光伏发电(暂不含分布式光伏和扶贫光伏)、风电、生物质燃烧发电机组。电力用户除居民、农业用电外，10千伏及以上工商业用户原则上要直接参与市场交易(直接向发电企业或售电公司购电
9个月，累计结算试运行天数全国第一。今年，按照国家要求，原则上继续全年连续结算试运行，力争尽快实现正式运行。《组织方案》提出，山西省将强化电力市场风险管控，建立电力市场交易风险防控机制，防止售电公司脱离发电企业和电力用户单边赌市场行为，探索将金融机构引入电力市场，对冲降低市场交易风险。

，10千伏及以上工商业用户原则上要直接参与市场交易(直接向发电企业或售电公司购电)，暂无法直接参与市场交易的可由电网企业代理购电; 鼓励其他工商业用户直接参与市场交易，未直接参与市场交易的由电网企业

包含预计电网公司代理交易电量77亿千瓦时。其市场交易主要范围包含符发电企业、电力用户及售电公司。但需要注意的的是，在《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
电力(集团)有限责任公司，内蒙古电力交易中心有限责任公司，各有关发电企业、售电公司、电力用户：为贯彻落实《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(发改价格〔2021

内蒙古电力(集团)有限责任公司，内蒙古电力交易中心有限责任公司，各有关发电企业、售电公司、电力用户：为贯彻落实《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(发改价格〔2021
〕1439号)、《国家发展改革委办公厅关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》(发改办价格〔2021〕809 号)、《国家发展改革委国家能源局关于印发售电公司管理办法》(发改体改规