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11月16日，天津市工信局印发《关于做好天津市2023年电力市场化交易工作的通知》，发布了《天津市绿电交易工作方案（2023年修订版）》、《天津市电力中长期交易工作方案》、《天津市电力零售市场交易工作方案》、《天津市电力零售市场交易工作方案》。
根据通知，2023年，天津地区电力市场化直接交易总规模暂定为350亿千瓦时左右，区外机组交易电量上限为交易电量总规模的30%。
方案明确， 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。
通知主要内容如下：
一、2023年，天津地区电力市场化直接交易总规模暂定为350亿千瓦时左右，区外机组交易电量上限为交易电量总规模的30%。其中，年度交易区外机组电量规模上限为105亿千瓦时，我市重点支持的企业年度区外交易电量不计入上述电量规模。
天津大唐国际盘山发电有限责任公司、天津国华盘山发电有限责任公司、天津国投津能发电有限公司等三家500千伏发电企业纳入区内电量份额。
二、电网企业代理购电交易与直接参与市场交易执行相同交易规则及区内外电量比例，代理购电产生的偏差暂不予考核。
三、鉴于京津唐电网电力电量统一平衡的特殊性，为保证交易结果有效执行，相关电力交易中心及时将交易结果纳入发电企业月度发电计划，做好月度发电计划编制与发布。
四、交易各方在交易过程中要严格遵守法律法规和有关规则，自觉维护好电力市场秩序，交易过程中不得与其他交易主体串通报价。交易各方应根据自身生产经营等情况据实申报电量、电价，市场主体均不得恶意报量、报价或恶性竞争，影响市场交易正常进行。
五、任何单位和个人不得非法干预市场。如出现违反有关规则、扰乱市场秩序等现象影响交易正常开展时，将视情况暂停、调整或终止交易，并依法依规追究相关单位。
以下为绿电交易工作方案原文：
天津市绿电交易工作方案（2023年修订版）
第一章 总则
第一条 为贯彻落实《国家发展改革委等部门关于印发<促进绿色消费实施方案>的通知》（发改就业〔2022〕107号）相关要求，在保障电网安全、电力有序供应和新能源全额消纳的前提下，加快建立本市绿色能源消费市场机制，规范开展绿色电力交易工作，依据《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》（京电交市〔2022〕24号）、《国家发展改革委办公厅关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》（发改办价格〔2021〕809号）及《天津市工业和信息化局关于开展新能源发电主体参与电力市场化交易准入工作的通知》，制定本工作方案。
第二条 绿色电力产品、绿色电力交易、绿色电力证书按以下定义。
（一）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。
（二）绿色电力交易是指以绿色电力产品为标的物,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的电力中长期交易。
（三）绿色电力证书(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。
第二章 市场主体
第三条 参与绿色电力交易的市场主体包括新能源发电企业、电网企业、售电公司和电力用户（含批发用户、零售用户），市场主体的准入及注册参照现行管理要求执行。
第四条 天津区域内具备市场化交易资格的新能源发电企业现阶段仅开展与区内用户的绿色电力交易。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。
第五条 批发用户直接与发电企业进行交易购买绿色电力产品，零售用户通过售电公司代理购买绿色电力产品。
第三章 交易方式
第一节 交易品种
第六条 天津地区绿色电力交易主要包括省内绿色电力交易、省间绿色电力交易，其中：
（一）省内绿色电力交易由用户直接或通过售电公司向本地新能源发电企业购买绿色电力产品。
（二）省间绿色电力交易由电网企业代理批发用户或售电公司，跨省跨区购买绿色电力产品。
第七条 绿色电力交易以年度（多年）、月度（多月）为周期开展，省内绿色电力交易以双边协商为主，省间绿色电力交易以双边协商、挂牌为主。
参与绿色电力交易的批发用户或售电公司可同时作为出让方参与天津电力中长期市场同一交易周期内用户侧合同电量转让交易。
第二节 交易组织
第八条 绿色电力交易由北京电力交易中心、天津电力交易中心组织，在绿色电力交易平台上统一开展。绿色电力交易在中长期交易的其他品种之前优先组织开展。
第九条 天津地区省内绿色电力交易组织流程：
（一）零售用户在天津电力交易平台提交绿色电力交易委托协议，售电公司确认后生效。
（二）天津电力交易中心在绿色电力交易平台发布交易公告，各市场主体在公告规定时段进行申报，申报方式按一段式（平段）申报电量、电价。绿色电力交易价格应体现电能量价值和绿色环境权益价值。申报电量若要求为天津电网上网侧电量，用户侧申报电量应包含用户侧需求电量及天津电网网损电量。
（三）绿色电力交易平台出清形成无约束交易结果，电力交易中心将无约束交易结果提交电力调控中心安全校核，经安全校核后发布有约束交易结果。
（四）交易合同采用电子合同的方式签订。现阶段天津地区绿色电力交易以“交易公告+交易承诺书+交易结果”方式形成电子合同。
第十条 天津地区省间绿色电力交易组织流程：
（一）市场主体交易委托协议提交工作按照省内绿色电力交易规定执行。
（二）电网企业会同天津电力交易中心在绿色电力交易平台收集汇总用户、售电公司通过省间市场购买绿色电力产品的电量（电力）、电价等需求信息。市场主体申报要求同省内绿色电力交易一致。
（三）北京电力交易中心根据电网企业汇总的需求信息，组织开展省间绿色电力交易，达成交易后发布无约束交易结果。
（四）电力交易中心将无约束交易结果提交电力调控中心安全校核，经安全校核后发布有约束交易结果。
（五）交易合同签订工作按照省内绿色电力交易执行。
第十一条 现阶段天津地区绿色电力交易，售电公司采用服务费模式，售电公司与零售用户双方约定单位电量服务价格，售电公司服务费为服务价格与绿色电力结算电量的乘积。
第十二条 绿色电力交易有约束交易结果发布后，售电公司须通过绿色电力交易平台将交易结果匹配至其代理的零售用户，零售用户确认交易电量、交易价格及服务价格后形成用户侧交易合同。
第四章 交易结算
第十三条 绿色电力交易结算优先级最高，月清月结，合同偏差电量不滚动调整。省间绿色电力交易优先于省内绿色电力交易结算。
第十四条 绿色电力交易采用发、用两侧耦合结算，即结算电量取新能源发电企业实际上网电量、电力用户实际用电量与绿色电力交易合同电量的最小值。
第十五条 同一电力用户与多个新能源发电企业签约，总用电量低于总合同电量的，该电力用户对应于各发电企业的用电量按总用电量占总合同电量比重等比例调减。
同一新能源发电企业与多个电力用户签约的，总上网电量低于总合同电量时，该发电企业对应于各电力用户的上网电量按总上网电量占总合同电量比重等比例调减。
第十六条 天津省内新能源发电企业超发电量纳入本地保量保价优发电量，按照相应机组的批复电价进行结算，少发电量按照绿电交易价格（平段）的5%向购方用户支付偏差补偿费用。
与天津省内新能源发电企业交易的电力用户超出绿电交易结算电量的用电量按照电力中长期交易结算政策执行，少用电量按照绿电交易价格（平段）的5%向售方支付偏差补偿费用。
参与天津省间绿电交易的用户，偏差考核按《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》执行。
第十七条 绿色电力交易用户执行峰谷分时电价。用户侧按照实际用电量的尖峰、峰、平、谷各时段的比例分劈交易合同电量，形成各时段合同电量。各时段价格较平段价格的浮动比例参照现行规定执行，其中售电公司服务费部分不参与浮动。
执行峰谷分时电价所产生的损益应单独统计，在下一监管周期输配电价中统筹考虑。
第十八条 用户侧输配电费、政府性基金及附加等其他费用按电力中长期交易方案规定执行。
第十九条 新能源发电企业进入市场，引起保障居民、农业用电的优发电量采购成本变化产生的损益应在全体工商业用户中分摊或分享。
第五章 绿色电力认证
第二十条 电力用户在当月绿色电力交易结算完成后，可通过绿色电力交易平台获得绿证。
第二十一条 天津电力交易中心按月向市场主体出具结算依据，并汇总后提交至北京电力交易中心。
第二十二条 北京电力交易中心依据绿色电力交易结算结果等信息，在绿色电力交易平台上完成绿证划转工作。
第六章 信息披露
第二十三条 北京电力交易中心及天津电力交易中心负责开展绿色电力交易相关信息披露工作，并为其它市场成员创造良好的信息披露条件。
第二十四条 市场成员按照信息披露规定，通过绿色电力交易平台向北京电力交易中心、天津电力交易中心提供信息，由北京电力交易中心、天津电力交易中心发布。
第二十五条 市场主体对披露的信息内容、时限等有异议或者疑问，可向北京电力交易中心、天津电力交易中心提出，由北京电力交易中心、天津电力交易中心责成信息披露主体予以解释及配合。
第二十六条 其它信息披露未尽事项，遵照天津中长期规则、省间细则及信息披露相关规则执行。
第七章 附则
第二十七条 本方案内容由天津市工业和信息化局负责解释。
第二十八条 以上规定自发布之日起执行，其他交易事项继续参照天津地区电力中长期市场相关规定执行。
此前，华东能监局、安徽省能源局发布全国首个省级绿电交易规则。
文件指出：参与绿电交易的电力用户、售电公司,其购电价格 由绿电交易价格、输配电价、辅助服务费用、政府性基金及附加等构成。其中,输 配电价、政府性基金及附加按政府有关规定执行。参与绿电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。试点时间为 2022 年 9 月至 12 月。
通知指出：
（一）可再生能源绿色电力证书（以下简称“绿证”）是可再生能源电力消费的凭证。各省级行政区域可再生能源消费量以本省各类型电力用户持有的当年度绿证作为相关核算工作的基准。企业可再生能源消费量以本企业持有的当年度绿证作为相关核算工作的基准。
（二）绿证核发范围覆盖所有可再生能源发电项目，建立全国统一的绿证体系，由国家可再生能源信息管理中心根据国家相关规定和电网提供的基础数据向可再生能源发电企业按照项目所发电量核发相应绿证。
（三）绿证原则上可转让，绿证转让按照有关规定执行。积极推进绿证交易市场建设，推动可再生能源参与绿证交易。
国内绿电交易消费正在逐渐推向高潮！
2022年初，发改委、工信部、住建部、商务部等部门研究制定了《促进绿色消费实施方案》。方案指出：进一步激发全社会绿色电力消费潜力。鼓励行业龙头企业、大型国有企业、跨国公司等消费绿色电力，发挥示范带动作用，推动外向型企业较多、经济承受能力较强的地区逐步提升绿色电力消费比例。
此外，工业和信息化部、国家发展改革委、财政部、生态环境部、国务院国资委、市场监管总局联合印发《工业能效提升行动计划》，鼓励通过电力市场购买绿色电力，就近大规模高比例利用可再生能源。
6月10日江苏省政府印发《促进绿色消费实施方案》，方案明确：“到2025年，高耗能企业电力消费中绿色电力占比不低于30%。绿色电力、绿证将成为企业电力消费的刚需和时尚!
绿色电力是什么？
绿色电力交易是什么？
绿色电力市场包含哪些成员？谁是买方、谁是卖方！
如何买卖？
如何交易结算？
绿电产业链是什么样的？
至于以上这些界定和交易的规则，国网和南网已经出台相关规则，全国范围内的绿电交易交易基本有规则可以遵循！
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。
国网层面：
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
南网层面
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。
图片来源于：国能小粤
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。
3、绿电管理
下图为绿电产业链梳理：
