跨省跨区中长期电力交易
据国家电网报消息，自12月8日起，青海与吉林开始为期24日的跨省跨区中长期电力交易，累计交易电量1876万千瓦时，日均出力在30万千瓦至100万千瓦之间。这是青海绿电首次送入东北电网。
通过市场交易形成。新能源项目报量报价参与交易，分布式光伏项目可不报量不报价参与市场、接受市场形成的价格。参与跨省跨区交易的新能源电量，上网电价和交易机制按照跨省跨区送电相关政策执行。享受财政补贴的项目
资源进行优化互济的兜底调度措施。文件总则明确，当电力运行中存在安全风险、电力电量平衡缺口时，优先通过跨省跨区电力中长期交易、现货交易等市场化手段配置资源和形成价格。当市场化手段不能完全解决问题时，电力
统一电力市场建设。加强全国统一电力市场建设顶层设计，制修订电力市场基本规则，加强电力中长期、现货、辅助服务市场衔接，完善跨省跨区电力交易机制，2025年要实现省级电力现货市场基本全覆盖。二是大力支持
”以来落实新增煤电规模、煤电机组改造升级实施情况。监管对象：6个省份发电企业。配合部门：6个省份能源主管部门。2.重点输电工程建设情况。重点监管“十四五”期间核准批复的跨省跨区输电通道工程开工、建设
落实可再生能源电力消纳责任权重、可再生能源调度运行、可再生能源跨省区外送和消纳、“沙戈荒”新能源基地建设和新能源就地消纳、新能源利用率监测统计等情况。电力市场建设和市场秩序方面包括：全国统一电力市场建设
绿色发展与绿电使用责任，远期(2060年)拉平各省消纳责任权重，制定中长期性质的2030年、2035年可再生能源电力消纳责任权重目标，兼顾本地消纳、送受端协调等，优化引导各省新能源开发利用，推动跨省
跨区可再生能源电力交易，并坚决强化权重目标分解落实与考核。四是深化电力市场改革，建立适应可再生能源发展的市场体系。以能源法为指引，全国统一电力市场建设充分考虑新能源特点。建立健全
电力安全治理机制，推动形成区域协同、条块结合、政企互动的电力安全监管新架构。进一步发挥华中区域电力安委会作用，部署大电网安全风险管控措施，研究跨省跨区协同调度应急方案，组织开展西南和华中电网异步运行以来
首次跨区联合应急演练，有效提升电网突发故障下跨省跨区协同处置能力。会同能源主管部门开展施工安全质量专项监管。组织辖区电力企业开展大范围交叉检查，实现省级公司、重点电力建设工程全覆盖。全年检查电力企业92
，稳步推动分布式新能源发电项目参与绿证交易。推动省级能源主管部门将存量水电绿证划转至用户。鼓励具备条件的地区推动分布式新能源就近聚合参与绿色电力交易。研究推动沙戈荒大型风电光伏基地项目等跨省跨区电量
形式落实国家能源战略、规划，有效扩大跨省跨区供给。鼓励具备条件的地区结合分布式新能源资源禀赋和用户实际需求，推动分布式新能源就近聚合参与绿色电力交易。五、拓展绿证应用场景(十一)加快绿证标准体系
跨省流通。推动绿证在全国范围内合理流通，各地区不得以任何方式限制绿证交易区域。支持发用双方自主参与绿证交易或绿色电力交易，推动绿证在更大范围内优化配置。三、激发绿证消费需求(五)明确绿证强制消费要求
形成。新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。参与跨省跨区交易的新能源电量，上网电价和交易机制按照跨省跨区送电相关政策执行。 二)完善现货市场交易和价格机制。完善现货市场交易规则，推动
