绿电是什么政策要求有什么2022年5月，北京电力交易中心印发《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》，就国网区域绿电交易的定义、规则、机制等进行了明确。
南方区域各电力交易机构联合编制印发《南方区域绿色电力交易规则（试行）》对以上问题进行了明确，并已与2月25日起实施。
对上述问题进行了解释。
一、国网：1.绿色电力产品：是指符合国家有关政策要求的风 电、光伏等可再生能源发电企业上网电量。
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。
2.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、电力用户等市场主体出售、购买绿色电力产品的需求，并为购买绿色电力产品的电力用户提供绿色电力证书。
3.绿色电力证书(以下简称"绿证")：是国家对 发电企业每兆瓦时非水可再生能源上网电量颁发的具有唯一代码标识的电子凭证，作为绿色环境权益的唯一凭证。
4.参与市场成员：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。
5.参与绿色电力交易的发电企业：初期主要为风电和光伏等新能源企业。
绿色电力交易优先组织未纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内的风电和光伏电量(以下简称“无补贴新能源”)参与交易；已纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内的风电和光伏电量(以下简称"带补贴新能源")可自愿参与绿色电力交易，其绿色电力交易电量不计入合理利用小时数，不领取补贴；分布式新能源可通过聚合的方式参与绿色电力交易。
6.绿色电力交易主要包括省内绿色电力交易和省间绿色电力交易。
其中：(一)省内绿色电力交易是指由电力用户或售电公司通过电力直接交易的方式向本省发电企业购买绿色电力产品。
(二)省间绿色电力交易是指电力用户或售电公司向其他省发电企业购买符合条件的绿色电力产品，初期由电网企业汇总省内绿色电力交易需求，跨区跨省购买绿色电力产品，结合电力市场建设进展和发用电计划放开程度，建立多元市场主体参与跨省跨区交易机制，有序推动发电企业与售电公司、用户参与省间绿电交易。
7.绿色电力交易的组织方式主要包括双边协商、挂牌等，可根据市场需要进一步拓展，应实现绿色电力产品可追踪溯源。
其中:(一)双边协商交易，市场主体自主协商交易电量(电力)、价格，通过绿色电力交易平台申报、确认、出清。
(二)挂牌交易，市场主体一方通过绿色电力交易平台申报交易电量(电力)、价格等挂牌信息，另一方市场主体摘牌、确认、出清。
8.价格方面，绿色电力交易价格由市场主体通过双边协商、挂牌交易等方式形成。
绿色电力交易价格应充分体现绿色电力的电能价值和环境价值，原则上市场主体应分别明确电能量价格与绿色环境权益价格。
参与绿色电力交易的电力用户、售电公司，其购电价格由绿色电力交易价格、输配电价、辅助服务费用、政府性基金及附加等构成。
输配电价、辅助服务费用、政府性基金及附加按照国家有关规定执行。
参与绿色电力交易的电力用户应公平承担为保障居民农业等优购用户电价稳定产生的新增损益分摊费用。
绿色电力交易试点初期，按照平稳起步的原则，可参考绿色电力产品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。
二、南网1、绿电交易流程1）绿色电力：符合国家有关政策要求的风电、光伏等可再生能源发电企业上网电量。
2）绿色电力交易：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，电力用户或售电公司与绿色电力发电企业建立绿证认购关系，选择通过电网企业供电的方式获得绿色电力，属于绿色电力交易范畴。
3）绿色电力证书：简称“绿证”，是按照国家相关管理规定，依据风电、光伏等绿色电力上网电量，通过国家能源局颁发的具有唯一代码标识的电子凭证。
2、绿电交易市场成员交易市场成员按照市场角色分为售电主体、购电主体、输电主体和市场运营机构。
1）售电主体：主要是符合绿证发放条件的风电、光伏等可再生能源发电企业，现阶段主要是集中式陆上风电、光伏。
根据市场建设发展需要，售电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。
2）购电主体：是电力用户或售电公司，其中，售电公司参与绿色电力交易，应与有绿色电力需求的零售用户建立明确的代理关系。
电网企业落实国家保障性收购或代理购电政策的，可以作为购售电主体参与绿色电力交易。
适时引入分布式电源、电动汽车、储能等市场主体参与绿色电力交易。
3）输电主体：为各省区省级电网企业，跨区跨省开展绿色电力交易的，输电主体还包括南方电网超高压输电公司。
电网企业应为绿色电力交易提供公平的报装、计量、抄表、结算和收费等服务。
4）电力交易机构：广州电力交易中心负责南方区域绿色电力交易组织和管理，负责南方区域绿证的划转、注销和交易等工作，负责组织为南方区域市场主体提供绿色电力查证服务。
南方区域各电力交易机构依据规则开展绿色电力交易。
5）电力调度机构：在确保电网安全的前提下，提供安全约束条件，开展安全校核，合理安排运行方式，优先执行绿色电力交易合同。
6）国家可再生能源信息管理中心：根据南方区域绿色电力交易需要，会同广州电力交易中心向发电企业核发绿证。
【问答环节】Q：上海的企业买新疆光伏项目发的电，电流交易和证书交易是怎么完成的？A：牵扯到两个环节，首先是电力交易，在跨省交易和省间交易的组织过程中，在国网区域内是由北京电力交易中心进行组织，在组织的过程中如果牵扯到了新疆和上海，新疆的发配企业和上海的用户会通过北京电力交易平台上进行申报。
现阶段因为政策上的限制，我们在省间进行用户直接交易的试点只有颖东，也就是从西北送山东的一条直流上实现了用户的直接交易。
在首批绿电交易时实现了宁夏的绿电送到上海，用户的报价意愿的体现主要是：首先在上海电力交易中心平台上进行购买的申报，包括了量、价等，形成一条曲线，由上海电力公司替代他在省间平台上完成购电，达成了交易之后，以边际价格出清形成了量和价。
在发电端产生的电流可能实际上并没有流到上海，但是按照记账凭证，发用多少是完全匹配的，因此也通过记帐式完成了绿电的转移。
我们交易中心会发名为绿证消纳证明的凭证，实现了物理上的电力交割和绿证的转移，在此基础上我们跟水规总院联合，会把水规总院的绿证通过我们实际的消纳凭证进行转移，完成了电力的消纳和环境权益绿证的转移。
Q：绿电交易的时间周期是怎么确定的？A：现阶段组织的第一批是本年度和多年的，根据实际情况我们会开月内交易和月度交易。
为了稳定市场的预期，会定期开设包括了月内和月度交易。
年度交易一般会在每年的11-12月份组织明年的交易。
我们后期也会按照用户的需求相对组织，保证每月有绿色电力交易开设的情况。
比如在第一批完成之后，也组织了山西绿电交易，月内直接组织的，11-12月份，明年还会继续。
涉及到物理交割，唯一的要求是提前开展。
Q：价格是有指导价还是根据供需情况来决定的？A：第一批确实没有指导价格，都是大家双边谈的，当然也不排除有政府价格的指导的作用。
肯定是市场化形成的。
Q：是否根据半个月总共有多少撮合或者预约的集中搞一次？A：现阶段绿电的交易做了几亿或者是几十亿，而我们一年的市场化交易电量3、4万亿的规模上，所以绿电规模交易规模相对非常小。
如果后期形成了大规模用户群，可能会按周、按月定期开始。
Q：后续会纳入这些带补贴的电量吗？A：估计会，但是这个也需要国家政策的进一步明确，如果纳入能缓解一下国家补贴的压力。
Q：绿电交易价相对之前市场电溢价能有多少？A：之前的市场交易并不涉及到绿证的转移和环境权益的转移，仅仅是电能量的转移。
环境权益差不多是在3.27分/每度电的溢价，基本上是超过了当地燃煤标杆的基准价或者是超过了原有平价项目被电网保障性收购的价格。
每个省溢价的高低不同。
Q：是否会有更多相关的高能耗企业参与进来？溢价是否会提升？A：涉及到了几个市场的衔接问题。
能耗双控方面，从国家发改委的角度肯定是有所考虑，会造成溢价的进一步提高，因为他的价值可能体现的更多。
碳关税可能造成我绿色电力交易的环境价值进一步提高。
Q：绿电交易是可以促进未来跨省的交易吗？A：现在的跨省交易已经正常开展了，绿电交易这些电在省间市场确实比较小。
Q：水火风光所对应的调峰、调频的需求是不一样的，所以电网的成本差别是很大的，这块的差异怎么区别？A：不管是调峰服务还是调频服务，都会在辅助服务市场里体现他的价格。
Q：未来绿电和服务辅助市场是否可以打通？A：这个市场是分开的，即使不牵扯到绿证的转移，他在市场上也是需要这些辅助服务的。
风光水，甚至煤电自己之间也有辅助服务市场，并不影响绿电的运营个人感觉并没有互相交叉。
Q：电网无法承受消纳成本的时候，可能消纳量就会下降，辅助服务就会增加，是否可以这么理解？A：目前煤电仅仅靠他的电能量价格并不能反应出煤电机组对电力供应做出的贡献。
因此如果推好了辅助服务市场，反而会提升煤电机组甚至是燃气机组的收益。
Q：并不会涉及到实物电流的交割，只是做了双边记账，可以这样理解吗？A：有实质上的电流转移，但是不能保证说新疆的A电厂发出去的电必然是上海B用户在上海用到的。
但是能保证你发出的这度电肯定被消耗掉了。
Q：国网专利的区块链技术是用到这个地方吗？A：对，因为电力电量实时平衡，保证了两边肯定是对齐的，在此基础上我们用区块链技术保证了他的权威和唯一性。
Q：如果高耗能企业是一个外向型的企业，买了国内的绿证，如果未来欧盟那边涉及到碳关税，绿证欧盟那边认可吗？A：绿证是国家授权水规总院的可再生能源信息管理中心发的，至于他在国际社会上认不认可，无法解读。
Q：现在交易中心全国有几家？A：在国网有一个区域交易中心——北京电力交易中心，下面对应有27个省级电力交易中心，省内的交易他们自行组织，跨省间的交易都会放在北京电力交易中心组织。
在南网有一个广州电力交易中心，也是国家级的，负责南方电网区域内的5个省交易的组织，南网5个省有5个电力交易中心，其中云南是昆明电力交易中心。
除此之外，蒙西电网有一个交易中心。
因为绿色电力交易涉及到了环境权益的溢价，我们会对他进行一个严格的规范，包括他开设的审批，按照国家发改委的批示，还是由北京电力交易中心进行统筹。
在开设时会认定这笔交易开设的时候是不是满足准入条件，在真正实际结算的时候，结算单我们全部都要收齐，由我们统一进行绿色电力交易凭证的发放，我们给各个省的交易中心，各个省的交易中心再给用户。
绿证也是由北京电力交易中心统一跟可再生能源信息中心进行划转，我们划转到手里之后进按照结算单行分配。
广州是统筹南方电网区域内的，也可以从可再生能源信息中心拿到绿证。
蒙西独自做他们内部的电力交易。
各自都按照同一个流程或者是同一个交易规则。
Q：他们的频率、交易周期跟北交所也是一致的吗，还是有自己不同的安排？A：现在绿电交易的组织方案和北京电力交易中心编制的绿色交易的交易细则都得到了发改委的批复和备案，在此基础上，各个交易所都是在这个基础下进行交易的组织，具体开设的时间现阶段还没有进行完全的要求，但整体来说是各自组织，但是北京电力交易中心统筹。
北京电力交易所和广州交易中心在细节上可能略有差别，但是整体不会有太大的变化。
Q：现在的绿电交易应该是三方签订的，能不能够保证到用电企业为绿电做支付的3、4分钱实实在在的通过电网转移到新能源企业的手上？A：电力市场的结算过程会形成电子合同，电子合同在购售双方。
在月结算的时候是由各交易中心出具结算单，电厂收多少钱是严格按照实物交割的电量和合同约定的价格进行的，产生偏差的结算价格这些都有明确的要求。
这个问题肯定不存在，因为购售输三方都有明确的权利和义务。
Q：是否会多给3分钱，但是在其他上有一些调整和抵押？A：发电企业发了多少度电的合同是很清晰的。
交易中心会出具结算单，这个结算单是独立出来的，虽然钱最终是由电网公司支付的，但是他唯一的结算依据只有交易中心出的交易结算单。
Q：现在用的是网电合一的模式，这个模式可能在物理上会受到通道的限制，未来绿电交易的规模会不会受到影响？A：大家不买绿证应该是其在国际的认证方面或者是体验感方面不是很强。
由于电力系统的电力电量的实时平衡，我们通过双边记账的方式实现了实物交割和物理消纳，在这种情况下交易中心给用户电力消费的证明，这样的用户体验感可能会更好。
Q：在现在的模式下，跨省的绿电交易的量上限会在什么位置？A：跨省每年的市场化交易电量达到了近万亿，在此基础上按照国家要求有一些国家计划有限保障的供电的情况。
我觉得上限不会有，而是在于供需。
Q：电网对于新能源消纳的问题，未来会怎么解决？A：新能源消纳整体的国家政策很明晰。
大规模并网情况下消纳的问题仅仅靠电网公司是不行的。
可以通过配储能，包括建大型的储蓄电站。
去年、今年新能源的消纳能力在97%以上，弃电率低于5%，按照国际惯例低于5%就认为是全额消纳了，因为毕竟有一部分是必然消纳不了。
Q：绿电交易在标准电价上面平均上浮1-3分钱，想问一下上浮是竞价的结果吗？在本身供应侧来讲，合同上会写是风电、光电还是水电吗？A：对。
现阶段，尤其是第一批形成的时候在省内是双边打成的，在场内进行报价。
省间因为交易成本比较高，由上海公司代理上海的用户先进性报价，量和价形成需求曲线，然后在青海平价新能源比较多的地方，进行需求供应曲线的形成，两边形成一个出清点，形成边际价格出清。
有没有政府引导不了解，但是从价格形成机制上来说肯定是市场化的方式形成的。
Q：1-3分钱电价偏高的一般是风电还是光伏？A：现阶段应该是光伏的比例比较高，因为平价风电比较少。
溢价水平还是看不同地区消费的承受能力，可能在广东用户的价格承受能力强，可能就会高一些，稍微中部的省份对价格敏感，价格会低一点。
Q：合同里面只写了总量，并没有定义电力吗？A：对，但在省间是有电力的，因为用户是随机性的，很少像电解铝是一条直线。
Q：现在绿电交易占整个新能源消费的消费能占多少，将来有目标吗？A：在现阶段平价的新能源比较少，参与的积极性也不是特别高，这个还是要看供需比。
现在全国新能源的销量也不超过一半，这种情况下不可能达到90%，我们绿电交易最终要发展到一个什么样的规模，跟社会的认可度、市场的衔接、溢价水平、国际的环境、碳关税等等都是相关的。
