转让结算
、风险共担"的原则，尽快协商确定送受电电力和电量，送电价格可参照受端地区市场交易价格浮动幅度调整，切实发挥好输电通道送电能力。送电价格暂时无法达成一致的，可按照临时电价先结算再清算，若无临时电价可参照
最近一次交易价格结算、事后清算，或先送电后清算。
(五)增强合同调整灵活性。在受端地区电力供应出现缺口时，原则上送端应严格按合同约定送电; 在受端地区相对宽松而送端供应紧张时，可协商调整合同电力
调整灵活性。
加强电网企业代理购电监管：研究建立工作机制。各派出机构要会同地方政府有关部门和市场管理委员会等单位抓紧研究开展对电网代理购电的监管工作，重点围绕电网代理购电的市场交易、信息公开、电费结算
调整，切实发挥好输电通道送电能力。送电价格暂时无法达成一致的，可按照临时电价先结算再清算，若无临时电价可参照最近一次交易价格结算、事后清算，或先送电后清算。
(五)增强合同调整灵活性。在受端地区
可再生能源电量，由国网北京市电力公司负责计量，并全额计入自发自用市场主体的可再生能源电力消纳量。
2.购买可再生能源电量。
通过电力市场进行交易的可再生能源电量，按交易结算电量计入购电市场主体的可再生能源
的市场主体购买可再生能源电力消纳量(以下简称超额消纳量)，通过购买超额消纳量完成可再生能源电力消纳责任。承担消纳责任的市场主体售出的可再生能源电量和已转让的消纳量不再计入自身的消纳量(北京电力交易
2021年内结束太阳能硅片、电池、组件的生产。在讨论建筑物、土地等资产的转让的同时，马来西亚工厂的当地法人Panasonic Solar Energy Malaysia公司也将进行结算。 岛根工厂也
改革。落实抽水蓄能两部制电价政策，探索建立新型储能价格形成机制。完善增量配电网配电定价办法、结算机制和监管方式，合理确定基本电费分摊比例。完善分时电价机制，优化峰谷时段划分和峰平谷电价比例。完善两高行业差别
、结算机制和监管方式，合理确定基本电费分摊比例。完善分时电价机制，优化峰谷时段划分和峰平谷电价比例。完善两高行业差别电价、阶梯电价、超低排放差别化电价等绿色电价政策。推动经营性电力用户进入电力市场，适时
平台、绿色技术交流与转让平台。目前，只有中国和欧盟出台了明确的绿色分类标准，中欧双方也正在推动中欧绿色分类标准的趋同。
绿色金融分类标准是绿色金融发展的基础，有助于界定哪些金融产品和服务应纳入绿色金融
模式(上海负责碳排放交易系统建设、湖北武汉负责登记结算系统建设)，经过数年发展，当前全国碳市场的建设和发展进入了新阶段。2021年1月1日，全国碳市场首个履约周期正式启动，涉及年度排放达到2.6万吨
执行和交易结算。绿电交易初期以年度(多月)为周期组织开展。鼓励市场主体间签订多年交易合同。积极研究建立在建风电、光伏项目参与绿电交易机制，鼓励电力用户与在建发电企业签订5-10年的长期购电协议，建立
促进绿电发展的长效机制。交易电量在非现货试点地区，由电力调度机构予以优先安排，保证交易结果的优先执行;在现货试点地区，为市场主体提供优先出清履约的市场机制。绿电交易优先于其他优先发电计划和市场化交易结算
)为避免可再生能源电力环境价值的重复计量和重复交易，对于通过浙江省绿色电力市场化交易的可再生能源电量同时核发绿电积分，对应交易结算电量的绿电积分由新能源发电企业转移至责任主体。
2.各责任主体自
的消纳量计入购买方的消纳量。责任主体出售的绿证或绿电积分对应的消纳量，不再计入该责任主体的消纳量。按照权责对等的原则，免于消纳责任权重考核的农业用电对应的消纳量不能用于交易或转让。
(2)责任主体
发电量的确认和属性证明，明确国家认定机构核发的绿证是认定消费绿色电力的唯一凭证，保障绿电的唯一性。绿证将全面记录绿电生产、交易、消费、结算等各个环节信息，实现信息唯一、可溯源。
二是完善绿证交易机制
可再生能源发电企业签订了购电协议但此协议中未明确包括绿证，则也不能认为此用户购买和消费了绿电。此外，建议研究和适时开放二级市场，允许绿证的二次转让。
三是建立绿证认证制度。由于缺乏有效的第三方认证，目前国内
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
探索，取得积极成效。从市场形态来看包括中长期市场、现货市场、辅助服务市场等，从交易品种来看包括电力直接交易、自备电厂替代交易、发电权交易、合同转让交易、绿电交易、源网荷储互动交易等。
跨区跨省
