绿电上网
中长期交易，产品主要为风电和光伏发电企业上网电量，条件成熟时，可逐步扩大至符合条件的水电。
2. 市场主体。参与绿电交易的市场主体需经地方政府主管部门准入，主要包括电网企业、风电和光伏发电
起步的原则，可参考绿电供需情况合理设置交易价格上、下限，待市场成熟后逐步取消。
5.确定了附加收益(交易价格高于核定上网价格的收益)的归属。完全市场化绿电产生的附加收益归发电企业;向电网企业购买且享有
探索创新。通过开展绿色电力交易，将有意愿承担更多社会责任的一部分用户区分出来，与风电、光伏发电项目直接交易，以市场化方式引导绿色电力消费，体现出绿色电力的环境价值，产生的绿电收益将用于支持绿色电力发展和
其他可再生能源，绿色电力交易优先安排完全市场化上网的绿色电力，如果部分省份在市场初期完全市场化绿色电力规模有限，可考虑向电网企业购买政府补贴及其保障收购的绿色电力。
问：下一步将如何组织实施绿色电力
特点是可以连接到其下智能绿电云APP，用户在手机中下载APP就可以看到电站每日的用电情况、并且了解到每块组件的发电量，在出现故障后能第一时间精确定位到组件，直观反映给光合新能源，售后团队再针对问题组件
案例也成为了双方合作的标志性项目;该项目由光合新能源公司负责整体项目设计、以华为数字能源的逆变器为组件产品，采用自发自用，余电上网的形式，日均综合收益为70-80元，减少了80%购电，相当于年均减少
十万分之一。进入十四五，风光等主要可再生能源实现全面无补贴平价上网，新增项目已不存在绿证替代补贴的需求，而电力消费端对绿证的需求迅速增加，因此，亟需将绿证的定位从替代电价补贴转向促进绿电消费。
二是
2020年9月我国提出3060双碳目标，其后国内诸多能源企业纷纷提出落实双碳战略的路径和措施，加之国际上对产品用能绿色属性和碳足迹日益重视的态势，2021年用能企业对可再生能源绿色电力(以下简称绿电
，但总体上平均收益率风电在9%左右，光伏发电在8%左右。这可视作投资项目的基本收益，风光项目还可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，交易用户为绿电属性付费，体现绿电价值。 二是国家发改委相关负责人
保障性收购为主，大部分省份以全额收购的方式消纳新能源电量，新能源上网电量执行批复电价，不参与市场化交易。西北、东北等多数省份以保障性消纳+市场化交易结合方式消纳新能源，保量竞价电量参与电力市场，由
新能源企业自主参与各类市场化交易，由市场形成价格。其中，新能源发电量仍以优先发电的形式保留在电量计划中，保障小时数内对应的电量执行资源区的标杆上网电价（以火电基准电价与电网企业结算），保障小时数外的部分
回吐一部分新能源超额获利回收。算下来，上网电价比中长期电价还低。直叫人联想到1月的叫停，但这回的亏损问题，究其根本，却与上一阶段省内暂停现货试运的原因大不一样。
回忆年初，甘肃现货被叫停，经多方分析
结算风险等方面带来的量、价、曲线风险，保护新能源企业利益不受大的侵害。新能源绿电（碳交易）价值应该要得到体现，不应该在市场化过程被扭曲执行。
甘肃模式引发的思考
电力市场是一个人为设计痕迹明显的
一体化等项目建设，推动制、储、加、用全链条发展，力争实现年制氢12万吨；
谋划了辐射半径100公里的绿电产业示范园区，工业电价将降至0.38元/度，形成电价洼地效应；
以远景能源、三一重能、东方电气等
能源链下游工业企业提供大量清洁电力，推进扩大清洁能源消费占比，加快推动绿色低碳转型发展具有重要意义。
150兆瓦风光互补光伏+工程，光伏场址在大唐向阳风电场内，本期总投资6.9亿元，预计年平均上网
存储。
新能源上述特点决定了中长期合约不能作为发电调度安排的依据，而是体现为约定收益、对冲风险的工具;为了实现新能源发电上网，与新能源出力预测颗粒度一致的电力平衡市场是关键环节。化石能源发电的贡献则
电网公司。
市场关键机制包括中长期购售电合同(PPA)、容量市场/容量补偿机制。发、用电企业通过签订PPA，满足发电企业的项目融资需要，为用电企业提供独有性、全生命周期的绿电所有权。发电企业与电网公司
用电零碳化以及会议交通绿色化。1个绿证50元，1个绿证代表1000度绿色电力，即1000度绿电获得50元额外收益，折合0.05元/度，而根据国家能源局官方信息，2020年竞价项目的平均度电补贴为
千瓦1.9分钱，但补贴的缺口依然很大。
在这种情况下，迫切需要找到一种在电力市场化环境下替代新能源补贴的办法，绿证制度应时而生。
绿证，即绿色电力证书，是国家对发电企业每兆瓦时非水可再生能源上网
