售电公司
绿电交易?南方电网表示：只要企业符合所在省区电力市场准入条件，在当地电力交易中心完成注册后，电力用户、售电公司可以向风电、光伏企业购买年内月度或多月度电量，也可以签订多年交易合约，提前锁定绿色电力权属
企业、电力用户和售电公司。初期，售电方优先组织平价风电和光伏发电企业，平价新能源装机规模有限的省份可由本省电网企业通过代理的方式跨区跨省购买符合条件的绿电，或由部分带补贴的新能源项目参与绿电交易，交易电量不再
绿电交易。
3.建立了多样的绿色电力交易机制。一是通过电力直接交易方式购买绿电产品：初期主要面向省内市场，由电力用户(含售电公司)与发电企业等市场主体直接参与，通过双边协商、集中撮合、挂牌等方式达成
可再生能源的优势也就无从谈起。 政策衔接断层之处在于，国家发改委、国家能源局多次发文明确，增量配网与电网企业享有相同权利，并切实履行相同责任和义务。在国家发改委近期印发的《关于向社会公开征求售电公司
责任主体为售电企业，包括国网浙江省电力有限公司(简称省电力公司)、各类直接向电力用户供/售电的电网企业、独立售电公司、拥有配电网运营权的售电公司(简称配售电公司，包括增量配电项目公司)等;省电
售电公司代理购电的电力用户)和拥有自备电厂的企业。第三类责任主体为自愿性主体，除第二类责任主体外，自愿承担消纳责任且原则上为年用能不低于5000吨标煤的工商企业。
(二)消纳责任权重的考核。省发展改革
方为可再生能源发电企业。从欧美实施情况看，无论是强制配额和绿证市场，还是绿证自愿市场，还是绿电的直接认购，收益归属均为电源企业。强制市场中，承担强制份额的主体(如售电公司)为费用支付方，并可通过市场销售
的用电价格，对现货价格波动带来的不确定风险是厌恶的。所以，中间商售电公司不只是对中小用户是必要的，对大用户而言也是非常需要的。 六是建立第三方机构业务稽核机制。现货条件下，电力市场业务稽核是一项
市场化需求侧调峰能力，充分发挥电能服务商、负荷集成商、售电公司等市场主体资源整合优势，引导和激励电力用户挖掘调峰资源，参与系统调峰，形成占年度最大用电负荷3%左右的需求响应能力。 三)加强用气用油
，充分发挥电能服务商、负荷集成商、售电公司等市场主体资源整合优势，引导和激励电力用户挖掘调峰资源，参与系统调峰，形成占年度最大用电负荷3%左右的需求响应能力。 （三）加强用气用油需求侧管理。各地和上游供气
用电负荷的15%以上。提升市场化需求侧调峰能力，充分发挥电能服务商、负荷集成商、售电公司等市场主体资源整合优势，引导和激励电力用户挖掘调峰资源，参与系统调峰，形成占年度最大用电负荷3%左右的需求响应能力
》，鼓励新能源项目与电网企业、用户、售电公司通过签订长周期（如20年及以上）差价合约参与电力市场。引导新能源项目10%的预计当期电量通过市场化交易竞争上网，市场化交易部分可不计入全生命周期保障收购小时
