广东省可再生能源交易规则（试行）第一章总则第一条为落实可再生能源电力消纳保障工作，建立健全广东省可再生能源交易市场，根据《国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于印发省级可再生能源电力消纳保障实施方案编制大纲的通知》（发改办能源〔2020〕181号）、《国家发展改革委国家能源局关于绿色电力交易试点工作方案的复函》（发改体改〔2021〕1260号）、《国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于推进绿色电力交易有关事项的通知》（发改办体改〔2022〕821号）、《国家发展改革委财政部国家能源局关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》（发改体改〔2023〕75号）、《国家发展改革委财政部国家能源局关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》（发改能源〔2023〕1044号）的文件精神和《广东省发展改革委关于我省可再生能源电力消纳保障的实施方案（试行）》（粤发改规〔2021〕3号）的工作要求，在保障电网安全、电力有序供应和可再生能源消纳的前提下，建立可再生能源市场化交易机制，促进可再生能源发展和绿色电力消费，特制定本规则。第二条可再生能源交易包括绿色电力交易、消纳量交易、绿色电力证书交易等，本规则适用于省级绿色电力交易-1-和消纳量交易。本规则所称绿色电力、绿色电力证书、绿色电力交易、绿色电力证书交易、消纳量交易按以下定义。（一）绿色电力是指符合国家有关政策要求，具备可交易绿证核发资格的风电（含分散式风电和海上风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电）、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等可再生能源发电项目的上网电量。（二）绿色电力证书（以下简称“绿证”）是按照国家相关管理规定，依据可再生能源的上网电量，通过核发机构颁发的具有统一编号的电子凭证，是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证。（三）绿色电力交易（以下简称“绿电交易”）是指以绿色电力产品为标的物，交易电力同时获得绿证（绿色环境价值）的交易。（四）绿色电力证书交易（以下简称“绿证交易”）,具体按国家有关政策规定执行。（五）可再生能源消纳量交易（以下简称“消纳量交易”），是指广东省内承担可再生能源电力消纳责任权重的主体（以下简称“消纳责任主体”）按需求对可再生能源电力消纳量进行转让的交易。第三条广东电力交易中心（以下简称“交易中心”）按照本规则，在全省范围内统一组织开展可再生能源交易，并通过技术支持系统开展市场注册、交易组织、结算和信息发-2-布等工作。第四条广东省内各级电力调度机构按照促进可再生能源电力消纳的原则，在保障电网安全稳定运行前提下，合理安排发电。第五条参与绿电交易的相关主体应严格遵循法律法规、相关规章及交易规则，不得提供虚假信息、操纵市场价格、损害其他主体利益。第六条在全省范围内开展的绿电交易和消纳量交易受广东省能源局、国家能源局南方监管局的指导和监督。第二章绿电交易第一节总体要求第七条绿电交易的交易方式包括双边协商、集中交易、挂牌交易等，以年度、月度为周期开展。现阶段，绿电交易发电侧只能卖出、用电侧只能买入。第八条绿电交易的价格包括电能量价格和绿证（绿色环境价值）价格，分别体现绿色电力的电能量、绿色环境价值。其中，参与现货市场的可再生发电主体（以下简称“现货可再生发电主体”）、售电公司及市场购电用户的电能量价格通过市场交易形成，具体按照相关市场规则或方案执行；未参与现货市场的可再生发电主体（以下简称“非现货可再生发电主体”）电能量价格按照不含补贴的核定上网电价执行，电网代购用户的电能量价格按照代购电价相关政策执行，优先购电用户的电能量价格按照目录电价执行。按照保障收益、体现环境价值的原则，参考绿色电力供需情况设置绿证-3-（绿色环境价值）价格上、下限。第九条未享受国家政策性补贴的可再生发电项目参与绿电交易产生的全部收益归发电项目所有；享受国家政策性补贴的可再生发电项目自主参加绿电交易产生的溢价收益在国家可再生能源补贴发放时扣减，发电项目放弃补贴的，参与绿电交易的全部收益归发电项目所有。第十条可再生发电项目参与绿电交易的，其绿证根据绿电交易结果划转至相关主体。现阶段，绿证核发机构通过广州电力交易中心将绿证批量核发至有关发电项目。经有关主体确认后，广州电力交易中心根据绿电交易结算结果将绿证划转至有关电力用户。广州电力交易中心定期将绿证核发、划转情况反馈至绿证核发机构。绿证具体管理办法按有关规定执行。第二节市场成员第十一条市场成员包括可再生发电主体、售电公司、电力用户、电网企业、电力交易机构、电力调度机构等。第十二条发电主体、售电公司应符合国家、广东省有关准入条件，进入广东省公布的目录，并按程序完成注册后方可参与绿电交易。参与绿电交易的可再生发电主体、售电公司、工商业用户，原则上应是具有独立法人资格、独立财务核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体；内部核算的主体经法人单位授权，可参与绿电交易。分布式可再生发电、居民、农业等优先发电购电主体可按自然人参与绿电交易。-4-第十三条参与绿电交易的发电主体包括符合可交易绿证核发条件的风电（含分散式风电和海上风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电）、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等可再生能源发电项目。集中式可再生发电项目应满足并网相关标准，签订并网协议、并网调度协议、购售电合同，且投产容量已取得对应的电力业务许可证；分布式可再生发电应满足相关并网要求，并满足独立计量、结算条件。对于已进入现货市场的可再生发电主体，需具备分时计量条件。第十四条电力用户包括市场购电用户、电网代购用户、优先购电用户。市场购电用户中批发用户需直接参与绿电交易，零售用户可选择直接参与或通过售电公司参与绿电交易，其中通过售电公司参与绿电交易的，原则上需与电能量零售关系保持一致；电网代购用户、优先购电用户可选择直接参与或通过售电公司参与绿电交易。电力用户同一标的月份只能选择一家售电公司购买绿电或直接参与绿电交易，年度清算不受限制。第三节市场注册第十五条市场购电用户可按需选择本企业工商业、居民、农业户号参与绿电交易。第十六条电网代购用户、优先购电用户需进行基本信息以及用电信息注册。基本信息注册。电网代购用户和优先购电用户中的非自然人用户在电力交易平台填写企业名称、统一社会信用代-5-码、法人身份信息、工商注册地、地址、常用联系人、联系邮箱等信息；优先购电用户中的自然人用户在电力交易平台填写自然人姓名、身份证号、地址、常用联系人、联系邮箱等信息，信息保存即时生效。用电信息注册。电网代购用户、优先购电用户在电力交易平台提交基本信息注册申请后，电网企业根据企业名称及统一社会信用代码或自然人姓名及居民身份证号码等关键信息反馈与其相匹配（电力用户在电网企业登记的结算户名称及对应的企业统一社会信用代码或居民身份证号与其在电力交易平台注册的信息一致）的用电信息（包括用电户号、用电户名、计量点号、结算户名、行业分类、电压等级、用电性质等信息）进行注册，电力用户对电网企业反馈的用电信息核实确认后，可按需选择本企业工商业、居民、农业户号参与绿电交易。第十七条参与绿电交易的发电主体，需进行基本信息以及机组信息注册，注册生效后可参与标的月为次月起的绿电交易。1.集中式发电企业注册。基本信息注册。发电企业登录电力交易平台填写企业名称、统一社会信用代码、法人身份信息、发电业务许可证（豁免除外）、银行开户信息、企业联系人、地址、电话、电子邮箱等相关企业信息，进行基本信息注册。机组信息注册。完成基本信息注册后，发电企业在电力交易平台提交需注册机组在电网企业营销系统中的电厂编-6-号，对应的并网协议、购售电合同、并网调度协议、机组入市申请文件以及机组通过满负荷试运行的通知等文件。电网企业负责根据发电企业提交的统一社会信用代码及电厂编号推送相匹配的电厂名称、结算单元名称、结算单元编号等信息至电力交易平台。电力调度机构负责向电力交易机构推送发电企业注册机组的物理参数信息，具体内容如下：机组基本信息：交易单元信息以及与结算单元的匹配关系、机组基本信息、调度对应关系、政府核准或许可的电源类型、机组容量等信息。交易参数：机组类型、应用类型、额定出力、最小技术出力、厂用电率等。发电企业对电网企业和电力调度机构推送的相关机组数据进行复核，确认机组数据与并网协议、购售电合同、并网调度协议一致后，提交后生成机组档案。机组基本信息、交易参数与并网协议、购售电合同、并网调度协议等不符合的，机组注册信息无效。2.分布式发电（企业/自然人）注册。基本信息注册。分布式发电（企业）登录电力交易平台填写企业名称、统一社会信用代码、法人身份信息、发电业务许可证（豁免除外）、银行开户信息、企业联系人、地址、电话、电子邮箱等相关企业信息，进行基本信息注册。分布式发电（自然人）登录电力交易平台填写自然人姓名、身份证号、发电业务许可证（豁免除外）、银行开户信息、联系人、地址、电话、电子邮箱等相关信息，进行基本信息注册。-7-机组信息注册。完成基本信息注册后，分布式发电主体在电力交易平台提交需注册机组在电网企业营销系统中的电厂编号，电网企业根据其提交的统一社会信用代码/居民身份证号及电厂编号推送相匹配的电厂名称、结算单元名称、结算单元编号等信息至电力交易平台，生成机组档案。第十八条可再生发电主体以发电项目作为交易单元参与绿电交易，其中发电项目以电力业务许可证（核准/备案文件）中的机组登记情况为准，对于已进入现货市场的集中式可再生发电主体，其绿电交易单元须与现货交易单元保持一致。第四节绿电批发交易（一）绿电双边协商交易第十九条以年度、月度为周期组织开展绿电双边协商交易，交易标的为次年、次月（多月）的绿电电量。集中式可再生发电主体与售电公司、直接参与绿电批发交易的电力用户经过双边协商形成绿色电力交易合约，通过技术支持系统提交至交易中心。第二十条可再生发电主体与售电公司（或直接参与绿电批发交易的电力用户）可在绿电双边协商交易中同时交易电能量、绿证（绿色环境价值），需在合约中约定电能量及绿证（绿色环境价值）的交易价格、交易电量、分解曲线以及绿证（绿色环境价值）偏差结算价格系数等要素，其中：可再生发电主体与售电公司（或直接参与绿电批发交易的电力用户）均已参与现货市场的，合约电能量价格按照约-8-定的电能量价格执行或按照各自原有价格体系执行不变；可再生发电主体与售电公司（或直接参与绿电交易的电力用户）有一方未参与现货市场的，合约电能量价格按照各自原有价格体系执行不变，无需另行约定。第二十一条组织开展双边协商交易前，交易中心通过技术支持系统发布相关市场信息，包括但不限于：1、参与绿电交易的相关主体（以下简称“绿电交易主体”）基本信息；2、交易时间、流程安排；3、绿电交易主体可交易电量上限。第二十二条交易中心对绿电交易主体提交的双边协商交易意向进行交易校核，交易结果经交易校核通过后生效。交易结果确认后，自动生成双边协商交易合同，相关绿电交易主体通过技术支持系统签订。（二）绿电集中交易第二十三条原则上，每月绿电双边协商交易开展后组织绿电集中交易，交易标的为可再生发电主体过去月份已上网可再生电量、未来月份上网的绿色电力及对应的绿证（绿色环境价值），具体以交易通知为准。第二十四条绿电集中交易按标的月份分别开展，标的月份包括M-n1至M-1月、M+1至M+n2月。其中，1月开展上一年度的M-n1至12月的绿电集中交易后，不再组织标的月份为上一年度月份的绿电集中交易；12月开展下一年度的M+1至M+n2月的绿电集中交易前，不组织标的月-9-份为下一年度月份的绿电集中交易。第二十五条绿电集中交易成交结果中，绿证（绿色环境价值）价格按照成交价格执行，电能量价格按照各自原有价格体系执行不变。第二十六条绿电集中交易以滚动撮合的形式开展，包括交易申报、滚动撮合、结果发布等环节。1、交易申报。绿电交易主体在交易时段内，按标的申报拟买入或卖出的绿电电量与价格，申报信息匿名即时公布。2、滚动撮合。按照价格优先、时间优先的原则，对不同标的进行即时自动匹配撮合，主要如下：对于提交的买方申报，将未成交的卖方申报按价格由低到高排序，依次与之配对形成交易对。对于提交的卖方申报，将未成交的买方申报按价格由高到低排序，依次与之配对形成交易对。交易对价差=买方申报价格–卖方申报价格当交易对价差为负值时不能成交，交易对价差为正值或零时成交，价差大的交易对优先成交；交易对价差相同时，申报时间较早的优先成交，申报时间以系统记录时间为准。滚动撮合可成交交易对的成交价格计算方法如下：（1）前一笔交易成交价格大于等于买方申报价格时，成交价格为买方申报价格；（2）前一笔交易成交价格小于等于卖方申报价格时，成交价格为卖方申报价格；-10-（3）前一笔交易成交价格小于买方申报价格且大于卖方申报价格时，成交价格为前一笔交易成交价格；（4）滚动撮合首个可成交交易对的买方申报价格和卖方申报价格的算术平均值作为第一笔交易成交价格。3、初步结果发布。由交易中心即时发布滚动撮合阶段初步交易结果。第二十七条交易中心对绿电集中交易初步结果进行校核，未通过交易校核的异常成交结果按照相关规定处理。第二十八条交易中心通过交易系统发布绿电集中交易正式结果，并以私有信息的方式将成交对手方信息进行披露。绿电集中交易不再另行签订合同，以交易正式结果作为结算依据。（三）电网挂牌绿电交易第二十九条按月组织电网挂牌绿电交易，交易标的为电网企业保障性收购、享受国家可再生能源补贴且未在交易中心注册生效的发电主体实际上网的绿色电力及对应的绿证（绿色环境价值），由电网企业挂牌，售电公司、直接参与绿电批发交易的电力用户摘牌，摘牌电量不得大于挂牌电量，按照时间优先的原则进行成交。初期，根据绿电供需情况和市场运行实际，设置电网挂牌的可再生发电主体电压等级、上网电量规模等要求，电网公司挂牌电量为满足条件的可再生发电主体的上网电量之和，具体以交易通知为准。第三十条交易完成后，按照参与电网挂牌绿电交易的售电公司、电力用户摘牌电量从大到小排序，可再生发电主-11-体交易单元上网电量从大到小排序进行依次匹配，经交易系统校核通过后生效。第三十一条电网挂牌绿电交易成交结果中，绿证（绿色环境价值）价格按照标的月绿电双边协商交易、绿电集中交易的绿证（绿色环境价值）加权均价的m1倍执行，电能量价格按照各自原有价格体系执行不变。（四）交易电量约束第三十二条标的月度为未来月份的绿电交易，统一设置发电侧年度、月度交易上限，可再生发电主体电能量和绿证（绿色环境价值）均不得超过交易上限，具体按以下方法确定。可再生发电主体电能量可交易电量上限=近一年同期月份该类型机组平均发电小时数×装机容量×r1-常规电能量已成交分月电量-绿电交易已成交电能量分月电量。可再生发电主体绿证（绿色环境价值）可交易电量上限=近一年同期月份该类型机组平均发电小时数×装机容量×r2-绿电交易已成交分月电量。第三十三条交易标的为过去月份的绿电交易，可再生发电主体可交易电量上限=实际上网电量-绿电交易已成交分月结算电量-其他平台的绿电绿证交易结算电量。第三十四条售电公司、直接参与绿电批发交易的电力用户应根据实际需求参与交易，其中绿证（绿色环境价值）部分原则上不设置电量上限，售电公司、市场购电批发用户与现货可再生发电主体开展绿电交易时，电能量部分与常规-12-电能量交易共用上限。第五节绿电零售交易第三十五条零售用户可与售电公司签订绿电零售合同或在零售合同中签订绿电条款，电网代购用户、优先购电用户可与售电公司签订绿电零售合同。第三十六条绿电零售合同及绿电条款需约定绿证（绿色环境价值）电量及对应月份、价格、偏差结算考核系数等信息，作为绿电零售结算、绿电溯源和绿色账户管理的依据。绿证（绿色环境价值）价格不执行峰谷电价政策。第三十七条售电公司在零售市场结算的绿证（绿色环境价值）电量不得超过其在批发市场购买的绿证（绿色环境价值）电量，否则按照绿电零售合同和绿电条款约定的相关原则进行调减分配。第三十八条对于当年度绿电批发与零售交易结算后售电公司账户剩余的绿证（绿色环境价值）电量，于次年初开展年度清算。现阶段，由售电公司与电力用户对售电公司剩余绿证（绿色环境价值）电量进行交易和结算。第六节计量和抄表第三十九条电网企业应根据市场运行需要，按照《电能计量装置技术管理规程》等国家和行业规程规范要求，为相关主体安装计量装置；计量装置原则上安装在电力设施的产权分界点和可再生能源电源接入点，产权分界点无法安装计量装置的，考虑相应的变（线）损，如有异议按相关制度执行。-13-第四十条电网企业应按照电力市场结算要求定期抄录可再生发电主体（机组）和电力用户电能计量装置记录电量，并根据广东电力市场运营规则和结算实施细则（中长期或现货）有关电量推送时间等要求，推送至交易中心作为结算依据，其中现货可再生发电主体（机组）、市场购电用户按分时电量推送，非现货可再生发电主体（机组）、电网代购用户、优先购电用户按月度电量推送。第七节结算和电费（一）结算原则第四十一条交易中心按照广东电力市场运营规则和结算实施细则相关结算流程和结算周期等要求，向绿电交易主体出具绿电交易电费结算依据。第四十二条电网企业负责向绿电交易主体出具结算凭证。可再生发电主体电费结算纳入电网企业购电管理流程；售电公司及用户绿电交易电费结算纳入现有月度电费结算流程。第四十三条绿电交易电能量电费和绿证（绿色环境价值）电费分开计算。（二）电能量电费结算第四十四条非现货可再生发电主体的电能量电费，由电网企业负责根据发电主体实际上网电量、不含补贴的批复上网电价开展电费结算；电网代购用户、优先购电用户的电能量电费，由电网企业负责根据用户实际用电量、代理购电价格或目录电价开展电费结算。-14-第四十五条现货可再生发电主体作为市场化机组，由交易中心负责按照广东电力市场规则体系开展日清月结工作。现货可再生发电主体的电能量电费收入R由中长期合约电量电费R合约电能量、基数电量电费R基数、现货偏差电费R偏差、中长期阻塞电费R中长期阻塞电费、变动成本补偿电费R变动成本补偿、考核电费R考核、市场分摊R分摊等部分构成。结算方法如下：1、中长期合约电量电费对于现货可再生发电主体交易单元的中长期合约电量（含约定电能量价格的绿电中长期合约电量）电费R合约电能量按照合同签订的电量、价格进行结算。第i笔中长期合约电量Q合约电能量i，按照合约电能量价格P合约电能量i结算。R合约电能量=ΣR合约电能量i=Σ（Q合约电能量i×P合约电能量i）2、基数电量电费现货可再生发电主体交易单元基数电量Q基数，按照不含补贴的批复上网电价P上网结算。R基数=Q基数×P上网现货可再生发电主体交易单元的基数合约电量刚性执行，按照以下规则确定：现货可再生发电主体交易单元当日中长期合约电量（含绿电中长期合约的电能量部分）之和小于α倍的实际上网电量，当日的基数合约总电量Q基数=Q上网电量×α-ΣQ合约电能量i，并按照实际上网电量曲线分解至每小时；现货可再生发电主-15-体交易单元当日中长期合约电量（含约定电能量价格的绿电中长期合约电量）之和大于等于α倍的实际上网电量，当日的基数合约总电量Q基数=0。3、现货偏差电量结算现货可再生发电主体交易单元日前小时出清电量Q日前t与该交易单元中长期合同分时电量Q合约电能量i，t和基数分时电量Q基数t之差，按照该小时日前节点电价LMPi,t,日前结算；实际上网电量Q上网t与日前出清电量之差，按照该小时实时节点价格LMPi,t,实时结算。R偏差=Q现货偏差×P现货=（Q日前t－ΣQ合约电能量i,t-Q基数t）×LMPi,t,日前+（Q上网t－Q日前t）×LMPi,t,实时4、中长期合约阻塞费用现货可再生发电主体交易单元中长期合约（含约定电能量价格的绿电中长期合约电量）阻塞电费按照中长期分时净合约电量Q中长期净合约,t，以交易单元该小时日前节点电价LMPi,t,日前和日前统一结算点电价P日前统一,t的差值结算，计算公式为：R中长期合约阻塞=Σ[Q中长期净合约,t×(LMPi,t,日前－P)]日前统一,t现货可再生发电主体的中长期阻塞电费处理按照广东电力市场规则体系和现货结算运行方案执行。5、其他费用变动成本补偿电费、考核电费、分摊电费按照南方（以广东起步）电力现货市场规则体系和《广东新能源试点参与电力现货市场交易方案》执行。第四十六条售电公司和市场购电批发用户由交易中心-16-负责按照市场规则或方案开展电能量电费计算，对与现货可再生发电主体约定电能量价格的绿电中长期合约电量纳入中长期电能量电费计算。零售用户由交易中心负责根据电能量零售合同计算电能量电费。第四十七条视市场运行情况，研究开展可再生发电主体超额收益测算与回收。（三）绿证（绿色环境价值）电费结算第四十八条交易中心以月度为周期开展绿证（绿色环境价值）电费计算，绿证（绿色环境价值）电费R绿证由合同电量电费和偏差电量电费两部分构成。第四十九条每笔可再生绿电合同电量Q合同i，按照绿证（绿色环境价值）价格P绿证合同i结算，绿证（绿色环境价值）偏差电量Q偏差i按照考虑偏差结算价格系数后的合同价格结算。R绿证=Σ（Q合同i×P绿证合同i+Q偏差i×P绿证合同i×h）其中h为绿证（绿色环境价值）偏差结算价格系数，对于双边协商交易，取合同双方约定的偏差结算价格系数h1；对于集中交易，按规定的偏差结算价格系数h2执行，视市场运行情况动态调整。第五十条根据可再生发电主体交易单元的实际发电量与绿电合同电量的大小关系来确定绿电合同的绿证（绿色环境价值）偏差结算电量。1、依据发电主体交易单元第i笔可再生绿电合同电量Q合同i占该交易单元当月所有绿电合同电量Q总合同的比例，分解-17-该交易单元当月实际发电量Q发电，作为该笔合同对应的实际发电量Q发电i。Q发电i=(Q合同i/Q总合同)×Q发电2、当第i笔绿电合同对应的实际发电量Q发电i小于合同电量Q合同i时，该笔合同需结算绿证（绿色环境价值）偏差电量Q偏差i。Q偏差i=Q发电i-Q合同i标的月份为过去月份的绿电集中交易合同、电网挂牌绿电交易合约的绿证（绿色环境价值）偏差电量Q偏差i为0。3、按照绿电合同电量Q合同i与绿证（绿色环境价值）偏差电量Q偏差i之和作为第i笔绿电合同的绿电结算电量。第五十一条售电公司与电力用户按照绿电零售合同或绿电条款开展结算。第五十二条经营主体在收到交易中心出具的电费结算依据后，应进行核对确认，如有异议在2个工作日内通知交易中心，逾期则视同无异议。（四）退补结算第五十三条由于档案差错、电量计量差错等原因需要进行电费退补调整的，交易中心应根据供电企业推送的修正电量等结算准备数据，重新计算有关主体的结算电费。电量差错退补调整追溯期原则上不超过12个月。第五十四条当月可再生正式结算结果发布后，绿电合同的绿证（绿色环境价值）电量不作调整，后续视国家有关政策变动情况做相应调整。对于非现货可再生发电主体交易-18-单元的电量差错，电能量由电网企业按照机组不含国家补贴的批复上网电价P上网进行退补结算；对于现货可再生发电主体、用电侧的电量差错，按照广东电力市场运营规则和结算实施细则开展电能量电费退补结算。第五十五条对电量发生差错的，电网企业在确认差错及退补电量后3个工作日内发起退补工单，交易中心应按照规则开展退补结算。第五十六条上述退补计算，原则上每季度开展一次集中计算。（五）与可再生能源补贴的衔接第五十七条自主参与绿电交易且享受国家可再生能源补贴的可再生发电主体，承诺放弃补贴的，参与绿电交易的全部收益归发电企业所有；不放弃补贴的，参与绿电交易的收益在国家可再生能源补贴发放时进行扣减，扣减价格按照标的月绿电双边协商交易、绿电集中交易的绿证（绿色环境价值）月度加权均价执行，具体由电网企业按照国家有关规定执行。第五十八条电网挂牌绿电交易的绿证（绿色环境价值）收益不结算至发电企业，单独记账、专项管理，本年度归集后由电网企业按程序报财政部门批准后，专项用于解决可再生能源补贴缺口。第三章绿色账户管理第五十九条交易中心组织绿电交易主体开展绿电划转，负责绿电交易主体绿色账户管理与系统维护。绿色账户-19-信息包括以下内容：（一）绿电交易主体基本注册信息。（二）可再生发电主体上网电量和电力用户用电量。（三）绿电交易主体绿电结算电量及明细，按月度和年度分别记录。（四）根据绿电批发、零售交易以及结算结果，建立“发电主体-售电公司-电力用户”的绿电映射关系，实现绿电交易主体绿电信息的溯源。第六十条绿电交易主体的绿电按以下方式流转：（一）发电主体，根据实际上网电量进行绿色账户初始化，并按照绿电批发交易合同及绿电结算电量，流转至相关对手方主体。对于拟在其他平台进行绿电交易（含跨省跨区绿电交易）、绿证交易的发电主体，需先将对应绿电进行冻结，根据结算结果完成绿电的解冻与划转。（二）售电公司，按照绿电批发交易合同及绿电结算电量计入其绿电账户，并按照零售合同及零售市场结算电量对应的绿电划转出绿色账户。对于在其他平台开展的绿电交易（含跨省跨区绿电交易）、绿证交易，根据结算结果将相应的绿证（绿色环境价值）计入售电公司绿色账户。（三）电力用户，按照其绿电结算电量计入绿色账户。对于在其他平台开展的绿电交易（含跨省跨区绿电交易）、绿证交易，根据结算结果将相应的绿电计入电力用户绿色账户。电力用户账户的绿电不得转让或开具给其他电力用户。第六十一条售电公司以零售市场绿电结算电量为依-20-据，按照零售合同相关要求，在结算依据出具的当月25日前将符合用户需求的绿电电量划转至零售用户。逾期未完成绿电电量分配和划转的，交易中心将根据绿电批发交易与零售合同以及批发与零售结算结果，按照单个电力用户绿电电量对应可再生发电主体数量较少的原则完成系统自动分配。具体系统自动分配算法详见附件1。第六十二条电力用户可根据绿色账户内的绿电电量按月生成绿电交易记录，信息包括但不限于电力用户名称、发电项目信息、绿电电量、电量上网时间等。交易中心负责验证交易记录的真实性，并提供在线验真服务。第六十三条交易中心定期将绿电电量交易、划转结果推送至广州电力交易中心，绿证核发机构通过广州电力交易中心将绿证批量核发至有关发电主体。经有关绿电交易主体确认后，广州电力交易中心根据绿电交易结算结果将绿证划转至有关电力用户。第四章消纳量核算监测及交易第一节消纳量账户注册第六十四条交易中心组织相关主体消纳量注册工作，并向省能源局报送本年度本省承担消纳责任的主体清单。第六十五条交易中心统一组织消纳责任主体在技术支持系统进行消纳量账户注册，并负责账户管理与系统维护。消纳责任主体经完成相关承诺后，完成注册工作。账户信息包括以下内容：-21-（一）消纳责任主体基本注册信息。（二）售电量（用电量）。（三）消纳责任权重考核指标、应承担消纳量。（四）实际消纳可再生能源电量总量及明细，包括购买或自发自用。（五）绿证折算消纳量总量及明细。（六）由电网企业分配的全额保障性收购可再生能源电量对应消纳量。（七）购买消纳量凭证总量及明细。（八）消纳量交易的可交易量、实际交易量及明细。第二节消纳量核算第六十六条可再生能源电力消纳量分为可再生能源电力消纳量总量（以下简称“总量消纳量”）和非水电可再生能源电力消纳量（以下简称“非水电消纳量”）两类，其中满足总量消纳量的可再生能源电力包括全部可再生能源发电种类，满足非水电可再生能源消纳量的可再生能源电力包括除水电以外的其他可再生能源发电种类。对总量消纳量和非水电消纳量分别进行核算。第六十七条消纳责任主体的消纳量按以下方式核算：（一）由电网企业和省属地方电网企业全额保障性收购且未参与绿电交易的可再生能源电量，对经营区内各承担责任权重的主体进行分配，按分配电量计入各消纳责任主体的可再生能源电力消纳量；（二）绿电交易的可再生能源电量，按照交易实际结算-22-绿电电量计入消纳责任主体的可再生能源电力消纳量。不在消纳责任范围内的电网代购用户、优先购电用户持有的绿电电量计入电网企业的可再生能源电力消纳量；不在消纳责任范围内的市场购电零售用户持有的绿电电量计入其电能量售电公司的可再生能源电力消纳量。（三）自发自用的可再生能源电量，按电网企业计量的自发自用发电量（或经广东省能源局或国家能源局南方监管局认可），全部计入自发自用主体的可再生能源电力消纳量。（四）补充（替代）方式完成消纳量。购买其他消纳责任主体超额完成的消纳量或购买绿证折算的消纳量计入购买方的消纳量。承担消纳责任的主体售出或已转让的消纳量，以及出售绿证对应的消纳量，不再计入该主体的消纳量。第六十八条电网企业按照可再生能源发电保障性收购要求统一收购的可再生能源电量，首先用于完成经营区内居民、农业、重要公用事业和公益性服务、非市场化用电量对应的消纳责任权重。如有剩余，电网企业根据承担责任权重的主体购电量或用电量，向各消纳责任主体分配剩余的保障性收购电量。初期按无偿原则进行分配，后续根据电力市场化改革进展，适时进行调整。第六十九条实际消纳可再生能源电量按以下方法确定：（一）省内生产且消纳的可再生能源电量1.接入公共电网且全部上网的可再生能源电量，采用并网计量点的电量数据。-23-2.自发自用（全部或部分）可再生能源电量（含就地消纳的合同能源服务和交易电量），按电网企业计量的发电量（或经广东省能源局或国家能源局南方监管局认可的电量）计算。（二）区域外输入的可再生能源电量区域外输入的可再生能源电量，按照广州电力交易中心核算的消纳量，计入相关消纳责任主体的消纳量账户。第七十条经交易中心校验后，当年核发绿证按照1MWh绿证等同1MWh消纳量计入消纳责任主体本年度的消纳量核算。第七十一条存量常规水电项目相应的绿证随电量直接无偿划转省级专用账户，由省发改、能源部门统筹管理、分配。第七十二条电网企业每月向交易中心提供经营区内的全社会用电量、电网企业和增量配电公司面向非市场化用户的售电量、可再生能源电量和非水可再生能源电量、免考核电量等数据；按年向交易中心提供分配给消纳责任主体的全额保障性收购可再生能源电量等数据。第七十三条各地市能源主管部门会同当地电网企业梳理统计自备电厂相关情况，按年度向交易中心提供拥有自备电厂的企业名单，每月向交易中心提供拥有自备电厂的企业相关自发自用电量、可再生能源自发自用电量等数据。第七十四条交易中心按月对消纳责任主体的可再生能源消纳量进行核算和汇总，并对消纳量账户信息进行更新。-24-消纳量核算公式详见附件2。第七十五条经核定的可再生能源电力消纳量实行凭证管理，按照统一的规则进行编码，形成消纳量凭证编码。其中：（一）每1MWh可再生能源消纳量生成1个消纳量凭证编码；不足1MWh部分仅在账户中累积，暂不生成消纳量凭证编码。（二）消纳量凭证编码应准确反映发电类型、电量来源以及归属主体等信息。第三节消纳量监测统计第七十六条交易中心应按月对消纳责任主体可再生能源电力消纳责任权重完成情况、消纳量交易情况进行统计，按季度将统计结果报送省能源局、国家能源局南方监管局。第七十七条交易中心应动态维护消纳责任主体消纳量账户，按月更新账户信息，同时提示主体查看。第七十八条因不可抗力因素影响交易时，电力交易机构应按照最大限度维护主体权益的原则，认定交易结果有效或无效。相关主体违反本规则，严重扰乱或破坏正常交易秩序时，电力交易机构有权认定其交易无效或撤销，由此造成的损失由认定的责任方承担。第四节消纳量交易（一）总体要求第七十九条消纳量交易采用双边协商、挂牌等形式，按月或按年组织开展。-25-第八十条双边协商交易指消纳责任主体之间自主协商消纳量交易的数量、价格，形成双边交易初步意向后，经交易中心确认后形成交易结果。第八十一条挂牌交易是指消纳责任主体通过技术支持系统挂牌提出卖出或买入消纳量的价格和可交易数量，其他消纳责任主体根据需要进行摘牌，确认摘牌时的数量和价格形成交易结果，经系统正式发布后生效。第八十二条消纳量交易标的是已获得统一编码的消纳量，分为水电消纳量和非水电消纳量两种。第八十三条绿证折算的消纳量不参与消纳量交易。由电网企业无偿分配所得消纳量不参与消纳量交易。第八十四条消纳责任主体在完成自身消纳责任权重前提下，可出售超额完成的消纳量。第八十五条消纳量交易的基本交易单位为1MWh消纳量。消纳责任主体按照基本单位的整数倍进行交易。第八十六条同一消纳责任权重考核周期内，每一消纳量凭证在消纳量市场中只允许交易一次。第八十七条消纳量交易的成交价格通过市场化方式形成，原则上不进行限价。为避免市场操纵及恶性竞争，需要对申报价格或结算价格设置上下限约束的，交易中心在交易开始前发布价格限制信息。（二）参与主体第八十八条参加消纳量交易的主体为省内承担可再生能源电力消纳责任的主体，包括：各类承担可再生能源电力-26-消纳责任的电网企业、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）、批发用户、拥有自备电厂的企业等。第八十九条新进入市场的售电公司、批发用户在完成准入注册程序后，方可参与消纳量交易。（三）双边协商交易第九十条双边协商交易的基本要素应包括消纳量数量、价格等，同时满足双方可交易消纳量约束。交易价格采用绝对价格形式，满足最小变动价位，且不得超过交易价格约束。第九十一条交易中心在交易开始前提前发布省级可再生能源消纳量交易公告。内容包括但不限于：1、申报起止时间、交易标的（含消纳量种类、周期等）；2、交易方式、价格机制、交易限制等；3、省内消纳责任权重完成情况和消纳责任主体消纳责任权重完成情况。第九十二条双方协商达成交易意向后，由一方在技术支持系统上填报交易信息，另一方进行确认。第九十三条交易中心根据已发布的消纳责任主体交易消纳量约束对交易信息进行校核，通过交易校核后形成正式交易结果。未通过交易校核的交易信息按照相关规定处理。第九十四条双边协商交易不再另行签订合同，经双方确认的正式交易结果作为结算依据。（四）挂牌交易-27-第九十五条挂牌交易的消纳量数量、交易价格等信息由挂牌方确定。第九十六条消纳责任主体可以只挂牌或摘牌，也可同时挂牌和摘牌。但同一挂牌交易双方不能为同一主体。第九十七条挂牌交易开市前，交易中心通过技术支持系统发布市场相关信息，包括但不限于：1、本次挂牌交易的基本单位、最小变动价位、交易价格约束等；2、可参加本次挂牌交易的消纳责任主体范围及可申报消纳量额度。第九十八条挂牌交易主要包括挂牌申报、摘牌交易、结果发布等环节。1、挂牌申报消纳责任主体在交易时段内申报挂牌，挂牌内容包括消纳量数量、交易价格等内容。消纳量挂牌数量应为基本单位量的整数倍，且满足交易量约束。挂牌价格采用绝对价格形式，满足最小变动价位，且不得超过交易价格约束。2、摘牌交易消纳责任主体根据技术支持系统发布的挂牌信息进行摘牌操作，接受挂牌方挂牌量、挂牌价格等信息。3、初步结果发布摘牌操作生效后形成初步结果，由交易中心即时发布。第九十九条挂牌交易的成交价格为挂牌价格。-28-第一百条当日挂牌交易结束后，交易中心对挂牌交易初步结果进行校核，通过交易校核后形成正式交易结果。未通过交易校核的异常成交结果按照相关规定处理。第一百〇一条交易中心通过技术支持系统发布挂牌正式交易结果。挂牌交易不再另行签订合同，以正式交易结果作为结算依据。（五）交易结算第一百〇二条交易结束后，交易中心负责向消纳责任主体出具成交的消纳量数量及价格等交易结果及结算凭证，消纳责任主体参照现行电费结算方式进行资金结算，各主体保持与电网企业的电费结算支付方式不变。第一百〇三条消纳量交易买方支出或卖方收入费用R（单位：元）=消纳量成交价格（单位：元/MWh）×消纳量的成交量（单位：MWh）。第五章附则第一百〇四条国家关于绿电交易、绿证交易、消纳量交易等有最新政策、文件规定的，从其规定。第一百〇五条本规则由广东省能源局、国家能源局南方监管局授权广东电力交易中心进行解释。第一百〇六条本规则自印发之日起实施，原《广东省可再生能源交易规则（试行）》（广东交易〔2022〕61号）同时废止。-29-附件1绿电电量溯源系统自动分配算法一、根据绿电在批发市场和零售市场的交易结算情况，实现绿电电量从可再生发电交易单元到电力用户的溯源。二、对于直接参与绿电批发交易的电力用户：根据双边协商合同和滚动撮合对手方及其结算电量进行溯源。三、对于通过售电公司购买绿电的电力用户：在批发市场中，绿电溯源映射关系为可再生交易单元与售电公司的绿电双边协商合同和滚动撮合对手方，溯源电量为批发市场绿电结算电量；在零售市场中，绿电溯源映射关系为售电公司与电力用户的绿电零售合同，溯源电量为零售市场绿电结算电量。具体溯源算法如下：（一）以月度为周期分标的月分别进行当月溯源。售电公司将批发市场每笔绿电交易的结算电量以可再生交易单元为单位进行归集和叠加计算，得到售电公司与各可再生交易单元的当月批发溯源电量；将零售市场每份绿电合同的零售结算电量以电力用户为单位进行计算和叠加，得到各电力用户的当月零售溯源电量。（二）以年为周期分标的月进行年度清算溯源。售电公司每月因绿电批零调整后未溯源的批发绿电电量，以可再生交易单元为单位进行叠加，得到售电公司与各可再生交易单-30-元的年度清算批发溯源电量；将年度清算零售结算电量以电力用户为单位进行计算和叠加，得到各电力用户的年度清算零售溯源电量。（三）按照“高低匹配”的原则进行绿电电量溯源分配，具体步骤如下：1.排序：对未匹配电量，将可再生交易单元对应的批发溯源电量按从大到小的顺序排序；将电力用户对应的零售溯源电量按从小到大的顺序排序。2.匹配：对排在首位的电量进行匹配，即匹配电量=min（排在首位的批发溯源电量，排在首位的零售溯源电量）。3.计算：排在首位的批发溯源电量减去匹配电量，得到批发未匹配电量；排在首位的零售溯源电量减去匹配电量，得到零售未匹配电量。4.判断：若零售未匹配电量为零，则进入步骤5；反之，则回到步骤1。5.分配：售电公司根据匹配电量将对应的可再生交易单元绿电电量分配到对应的电力用户，继续按照步骤1-5进行其他电力用户的溯源分配直至全部用户均完成溯源分配。6.分配完成后批发溯源电量未分配部分继续由售电公司绿色账户持有。-31-附件2消纳量核算公式一、消纳责任主体消纳量核算公式（一）第一类主体（售电企业）。总量实际完成权重=[累计总量物理消纳电量+(累计总量凭证购买－累计总量凭证售出)+分配总量消纳电量+绿证认购量－免考核电量×总量最低消纳责任权重]÷（总售电量－免考核电量）非水实际完成权重=[累计非水物理消纳电量+(累计非水凭证购买－累计非水凭证售出)+分配非水消纳电量+绿证认购量－免考核电量×非水最低消纳责任权重]÷（总售电量－免考核电量）（二）第二类主体（电力用户）。总量实际完成权重=[累计总量物理消纳电量+(累计总量凭证购买－累计总量凭证售出)+分配总量消纳电量+绿证认购量－免考核电量×总量最低消纳责任权重]÷（总用电量－免考核电量）非水实际完成权重=[累计非水物理消纳电量+(累计非水凭证购买－累计非水凭证售出)+分配非水消纳电量+绿证认购量－免考核电量×非水最低消纳责任权重]÷（总用电量－免考核电量）-32-备注：1.累计物理消纳电量包含消纳责任主体购入可再生能源电量、自发自用可再生能源电量；2.省内或跨省消纳量交易中，从其他承担消纳责任的主体购买的消纳量凭证，计入购买方的消纳量；承担消纳责任的主体售出或已转让的消纳量凭证，不再计入该主体的消纳量。3.分配消纳电量指电网企业向各承担消纳责任的主体分配的剩余保障性收购电量。分配消纳电量不再计入电网企业的消纳量。4.绿证认购量指消纳责任主体购买绿证折算的消纳量。5.免考核电量是指按照规定豁免消纳责任权重考核的农业用电。6.此处拥有自备电厂的企业的总用电量是指其自发自用电量。二、省级消纳量核算公式（一）总量实际完成权重=[全省累计总量物理消纳电量+(跨省累计总量凭证购买－跨省累计总量凭证售出)+全省绿证认购量－全省免考核电量×总量最低消纳责任权重]÷（全省全社会用电量－全省免考核电量）（二）非水实际完成权重=[全省累计非水物理消纳电量+(跨省累计非水凭证购买－跨省累计非水凭证售出)+全省绿证认购量－全省免考核电量×非水最低消纳责任权重]÷（全省全社会用电量－全省免考核电量）备注：1.全省累计总量物理消纳电量是指全省消纳责任-33-主体购入省内可再生能源电量、购入跨省可再生能源电量以及全省自发自用可再生能源电量之和。2.跨省消纳量交易中，从其他省份承担消纳责任的主体购买的消纳量凭证，计入本省的消纳量；跨省售出或已转让的消纳量凭证，不再计入本省的消纳量。3.绿证认购量指全省所有承担消纳责任的主体购买绿证折算的消纳量之和。4.全省免考核电量指全省所有承担消纳责任的主体的免考核电量之和。-34-附件3序号名称参数表说明绿证（绿色环境价值）取值/1价格上下限上限取值：0.05元/千用于绿电双边协商交绿电双边协商交易偏差瓦时，下限取值0元/易偏差电量结算价格2结算价格系数h1计算千瓦时上限取值：1.2下限取值：1.0绿电集中交易偏差结算1.05绿电集中交易偏差电3价格系数h2量结算价格计算4绿电集中交易标的月n1取值：1用于绿电集中交易标n2取值：3的月份范围电网代理绿电交易价格1.05用于电网代理绿电交5指数m1易价格计算可再生发电主体交易电以年度方案或交易通用于可再生发电主体6能量上限系数r1知为准交易上限计算可再生发电主体交易绿0.8用于可再生发电主体7证（绿色环境价值）上交易上限计算限系数r2零售绿证（绿色环境价上限取值：0.05元/千8值）价格上下限瓦时，下限取值0元//千瓦时零售绿证（绿色环境价上限取值：1.2/9值）偏差结算考核系数下限取值：1.010可再生基数电量比例α0.9用于可再生发电主体基数合约电量计算-35-