日前，国家发改委、国家能源局正式批复《省间电力现货交易规则（试行）》
（以下简称“《规则》”），国家电网有限公司计划近期启动试点交易。
初期，在国家电网有限公司和内蒙古电力有限责任公司范围内开展试点，覆盖所有省间。
卖方：风、光、水、火、核所有电源类型发电企业
市场运营机构：国调-网调-省调三级调度，北京电力交易中心，省级电力交易机构
买方：电网公司、售电公司、大用户（初期由电网公司代理，逐步推动符合准入条件的售电公司和电力用户直接参与省间电力现货交易）
（1）市场主体由各地方政府主管部门负责准入，可在任一电力交易机构注册，一地注册、全国共享。
（2）市场主体已在电力交易机构完成市场注册手续，并需具备电量分时计量要求。
（3）市场主体在参与省间电力现货交易前需阅知《省间电力现货交易风险提示书》，并签订《省间电力现货交易承诺书》（电子承诺书内容包括买卖双方的权利与义务、不可抗力、争议解决、调整和违约、特别约定等）。
（4）满足政府主管部门其他相关准入条件。
省间现货交易包括日内和日前交易两种：
日前：执行日前一天组织出清执行日24小时时间段（96个时间节点，一个节点15分钟），
在前一日11:00-11:30由市场主体申报，11:45-12:30市场出清，17:30前与省级现货交易结果一同发布；
日内：每日12个固定交易周期（2小时），每个时段出清未来2小时现货交易。
集中竞价出清方式，通过买卖双方按时段申报电力-价格曲线，按照买卖双方价差递减原则
依次出清，并将最后一笔成交报价的均价作为系统边际电价。
（1）买方市场主体在所在节点申报分时“电力-价格” 曲线，考虑所有交易路径的输电价格
和输电网损后，逐一折算到卖方节点。
（2）在卖方节点，卖方市场主体报价按照从低到高排序，买方市场主体折算后价格从高到低排序。
（3）按照买卖双方价差递减的原则依次出清，价差最大的交易对优先成交，
直至价差小于零或节点间交易路径可用输电容量等于零。存在价差相同的
多个交易对时，按照申报电力比例分配。
（4）每成交一笔交易后，扣除该交易路径可用输电容量以及买卖双方对应的申报量。
（5）卖方节点最后一笔成交交易对中买方折算后价格与卖方申报价格的平均值为该卖方节点的出清价格。
（6）卖方节点价格叠加输电价格（含输电网损折价）为买方节点对应相应路径的出清价格。
（1）市场信息发布
按照《电力现货市场信息披露办法（暂行）》（国能发监管〔2020〕56号，以下简称56号文）要求，
根据调度机构向国家能源局及其派出机构报备的信息披露内容，由电力交易机构负责披露检修计划、
电网安全约束等省间日前现货交易所需相关信息。
（2）省内交易预出清（预计划）
国调中心、网调从相关交易机构获取省间中长期电力交易曲线。
国调中心D-2日编制D日96时段直调系统发输电预计划（D日为运行日，下同）。
网调D-2日编制D日96时段调管范围内省间联络线及直调机组发输电预计划。
直调机组参与所在省内现货交易时，可不编制其发电预计划。
省内现货市场运行期间，相应省调在D-1日开展D日96时段省内预出清。省
内现货市场未运行期间，相应省调在D-1日编制D日96时段预计划。
（3）市场主体申报
省内市场主体通过电力交易平台省内功能申报分时“电力-价格”曲线，国调中心、网调直调机组可通
过电力交易平台省间功能或省内功能申报“电力-价格”曲线。卖方申报上网侧电力和价格，买方申报落地侧电力和价格。
（4）省间现货交易出清
国调中心、网调依托省间电力现货交易技术支持系统组织省间日前现货交易出清。
（5）现货交易结果发布
按照56号文相关要求，根据调度机构向国家能源局及其派出机构报备的信息披露内容，
由电力交易机构负责开展日前市场各时段出清电价、出清电量等日前现货市场出清后信息的披露工作。
北京电力交易中心总体负责省间电力现货信息披露的实施，通过信息披露平台发布信息。
市场信息通过电力交易平台披露，各省级电力交易机构应配合北京电力交易中心开展市场信息披露工作。
根据信息披露规则，交易信息分别在事前、事后环节披露。
落实《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)及配套文件精神。建立规范的跨省跨区电力市场交易机制逐步形成主要由市场决定能源价格的机制。
将通过市场化方式开展富余电力交易、省间余缺互济。支撑电力保供工作，促进资源大范围优化配置。
将进一步与促进清洁能源大范围消纳，推动构建以新能源为主体的新型电力系统，助力实现碳达峰、碳中和。
近日，国家发展改革委、国家能源局正式批复《绿色电力交易试点工作方案》。
9月7日，首次绿色电力试点交易启动。17个省份259家市场主体参与，达成交易电量79.35亿千瓦时。
其中，国家电网公司经营区域成交电量68.98亿千瓦时。
特指以绿色电力产品为标的物的电力中长期交易，用以满足电力用户购买、消费绿色电力需求，并提供相应的绿色电力消费认证。它是在电力中长期市场体系框架内设立的一个全新交易品种。
简单来说，就是用户可以通过电力交易的方式购买风电、光伏发电等新能源电量。
以前，电力市场中，买卖的大部分都是火电等常规能源发电。新能源发电主要由电网企业保障性收购。
基本原则：绿色优先、安全可靠、市场导向、试点先行
参与主体：风电及光伏发电企业、电力用户、售电公司、电网企业
交易方式及价格机制：由发电企业与电力用户通过双边协商、集中撮合等方式形成。向电网企业购买的绿电产品以挂牌、集中竞价等方式形成交易价格。
交易组织：初期以年度(多月)为周期组织开展
平台：e-交易
未来条件成熟时，绿电的种类也会增加，不仅能买风电、光伏发电，也能买符合条件的水电。参与买买买的朋友也会越来越多，比如电动汽车、储能用户。将来，用户还能购买售电公司的绿电套餐。
为什么企业愿意为环境价值买单？其实道理很简单。
打个比方，我们去买白菜，普通白菜1块钱1棵，无污染、无公害的有机白菜可能要2块钱1棵。
有人更愿意买有机白菜，因为它好吃、无污染。多付的这1块钱，就是为“有机”的价值买单。
绿电交易也类似。用电企业希望消费绿色电力，帮助企业实现清洁用能，践行社会责任，
提升品牌形象和市场竞争力，愿意为绿色电力的“环境价值”买单。
而且绿色电力在电力市场中所体现的环境价值，能精准传导至新能源企业，引导并激励新能源投资，
推动进入平价时代的新能源产业健康发展，助推“双碳”目标实现。
在落实国家能源战略的基础上，创新体制机制，通过市场化手段提升绿色电力消纳水平，确保绿色电力交易品种优先组织、优先执行、优先结算；通过绿色电力交易促进新能源发展，助力全社会碳减排。
由交易中心按照统一标准、规范执行，实现意向申报、交易达成、合同签订、履约执行、计量结算、消费认证等全流程贯通一致；同步考虑绿色电力交易与绿证核发的有效衔接，避免了环境权益的重复计量问题。
由交易中心依托区块链技术对绿色电力交易全环节数据进行记录，确保了绿电生产、交易和消费的全环节可溯源，从经济关系、发用电行为上保证了绿电生产与消费的匹配性。
在绿电交易的主体上，优先选择国际公认的无补贴风电、光伏发电参与交易，便于与国际惯例的有效对接；在试点地区上，优先组织绿电交易需求较为旺盛的地区开展，未来逐步扩展到全国范围。
反映绿色电力的环境价值，增强绿电在电力市场中的竞争力。
满足用户从源头购买绿电的诉求，引导全社会主动消费绿色电力。
有利于电力市场与碳市场形成合力，推动“双碳”目标实现。
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消纳，更好促进新型电力系统建设。
