南方区域跨省“点对点”交易工作方案：绿证价格现阶段暂按全时段统一价格申报

5月8日，广州电力交易中心发布关于印发南方区域跨省“点对点”交易工作方案（试行）的通知，其中提到，南方区域跨省“点对点”交易随南方区域跨省月度交易及月内交易开展，交易标的为标的日期内电力电量分时曲线与价格，其中绿电交易电能量价格与绿电环境价值应分别明确。广州电力交易中心计划在2026年5月月内交易及后续月份常态化组织跨省“点对点”交易，具体以交易公告为准。现阶段，南方区域跨省“点对点”交易基于“网对网”跨省送电类别组织，原则上除多年期绿电双边协商交易外，采用挂牌、集中竞价等集中交易方式。

跨省“点对点”交易价格为交易关口价格，由经营主体申报和出清规则确定。购电方、售电方跨省交易价格由交易关口价格折算得出。其中，跨省“点对点”绿电交易价格由电能量价格与绿电环境价值（绿证价格）组成，并在交易中分别明确，绿证价格现阶段暂按全时段统一价格申报；跨省“点对点”绿电集中竞价交易仅申报电能量价格，绿证价格统一按广州电力交易中心最近发布的月度绿证单独交易价格执行。

根据《国家发展改革委关于降低一般工商业电价的通知》（发改价格〔2019〕842号）、《关于2019年云南、贵州送广东及贵州兴义送广西电力交易结算电价的函》（办计财函〔2019〕8号）、《国家发展改革委关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕526号）等文件及有权单位发布的相关文件收取输电价格，其中：

云南外送输电价格暂按64元/兆瓦时（含税、含线损），云南送广东输电价格为75.5元/兆瓦时（线损率6.57%），云南送广西输电价格为53.8元/兆瓦时（线损率2.98%）。贵州外送输电价格暂按30元/兆瓦时（含税、含线损），贵州送广东输电价格为75.5元/兆瓦时（线损率7.05%）。广西外送输电价格暂按19.6元/兆瓦时（含税、含线损），广西送广东输电价格暂按21.7元/兆瓦时（线损率1.46%）。广东海南互送交易中，按照两省约定，广东外送输电价格、海南外送输电价格暂按30元/兆瓦时（含线损）；西部省区送电海南途经广东的，广东省内段输电价格暂按10元/兆瓦时（含线损）；海南联网工程输电价格暂按20元/兆瓦时（含线损）安排。如有权单位发布新的输电价格政策文件，则按最新要求执行。

详情如下：

关于印发南方区域跨省“点对点”交易工作方案（试行）的通知

广州交易〔2026〕98号

南网超高压公司、广东电网公司、广西电网公司、云南电网公司、贵州电网公司、海南电网公司，南方总调，广东电力交易中心、广西电力交易中心、昆明电力交易中心、贵州电力交易中心、海南电力交易中心，各相关市场经营主体：

为落实全国统一电力市场体系建设部署，推进南方区域跨省“点对点”交易常态化开展，我中心组织编制了《南方区域跨省“点对点”交易工作方案（试行）》（详见附件，简称《方案》）。《方案》已经南方区域电力市场建设联席会议2026年第一次会议、南方区域电力市场管理委员会2026年第二次会议审议通过。现予以印发，请遵照执行。

特此通知。

附件：南方区域跨省“点对点”交易工作方案（试行）（另附）

广州电力交易中心

2026年4月27日

南方区域跨省“点对点”交易工作方案（试行）

为落实全国统一电力市场体系建设部署，积极推动跨省及省内中长期交易融合，推进南方区域跨省“点对点”交易常态化开展，形成跨省交易“多买多卖”市场格局，按照“稳妥起步、绿电试点”的原则，在科学安排跨省优先发电规模计划基础上，合理扩大跨省自主市场化送电规模，并逐步向跨省清洁能源中长期增量交易拓展，提升市场活跃度和交易效率，特制定本方案。

一、交易周期及标的

南方区域跨省“点对点”交易随南方区域跨省月度交易及月内交易开展，交易标的为标的日期内电力电量分时曲线与价格，其中绿电交易电能量价格与绿电环境价值应分别明确。广州电力交易中心计划在2026年5月月内交易及后续月份常态化组织跨省“点对点”交易，具体以交易公告为准。现阶段，南方区域跨省“点对点”交易基于“网对网”跨省送电类别组织，原则上除多年期绿电双边协商交易外，采用挂牌、集中竞价等集中交易方式。

（一）月度交易

南方区域跨省“点对点”月度交易按月定期开市。原则上每月15日之前，广州电力交易中心发布次月月度交易公告。经营主体可在交易公告明确的时间段内，通过南方区域统一电力交易平台（以下简称“电力交易平台”）填报并提交交易意向。

（二）月内交易

南方区域跨省“点对点”月内交易原则上按工作日连续开市，不再单独发布月内交易公告。月内交易于每月月度交易结果正式发布后开展，经营主体自月度交易结果正式发布后的下一个工作日起，可在电力交易平台填报并提交跨省“点对点”交易需求。具体安排以交易公告为准。

二、交易基本信息

（一）经营主体

售电方：南方区域内具备交易资格且有可用发电能力（未达交易申报限额）的风电、光伏发电、水电、核电等发电企业、新型经营主体，其中风电和光伏发电企业需扣除机制电量后仍有可用发电能力。新能源参与绿电交易以单个发电项目作为交易单元，应已完成建档立卡及相应省区营销档案信息匹配，明确项目是否享受国家可再生能源补贴，具备自动采集推送上网电量、绿电交易电量和自发自用电量的条件，确保绿证可按批次正常核发。

购电方：南方区域内当年已在省内批发市场开展交易且正常履约的售电公司或电力用户。

输电方：南网超高压公司、相关省区电网公司。

已在南方区域省内市场完成注册且拟参与跨省“点对点”交易的经营主体，按照“一地注册、全国共享”的原则，应向首次办理注册手续的省级电力交易机构申请，省级电力交易机构审核确认档案及项目信息真实、完整、准确后，将相关注册信息推送至广州电力交易中心。

（二）交易关口

跨省“点对点”交易关口为落地省区电网公司与南网超高压公司的跨省计量关口。

（三）结算参考点

跨省中长期交易合同的结算参考点原则上取该送电类别送出落地关口中间点，其中，对于多年期绿电双边协商交易，经营主体可自行协商调整至送出侧关口或落地侧关口。若相关方未约定，结算参考点取送出落地关口中间点。

（四）交易约束

跨省“点对点”交易电力电量需同时满足以下约束：

1.售电方申报电力电量不得超过机组可用发电能力，具体以交易申报限额为准；

2.购电方申报电量不得超过交易标的对应时段售电公司代理用户剩余需求或批发用户自身剩余需求，具体以交易申报限额为准；

3.各类交易成交累计电力电量不超过相关通道剩余可用容量对应的电量（电力）规模，同时不能超过调度机构测算的送出省区电网富余电力电量、受入省区电网消纳能力。

送受端省区调度机构应至少提前1个工作日提供送出或受入能力边界，送受端省级电力交易机构负责提前1个自然日提供经营主体交易申报限额。各经营主体交易单元在跨省区电力市场与所在省内电力市场共用交易申报限额，按先后顺序占用交易申报限额。

（五）价格机制

1.交易价格

跨省“点对点”交易价格为交易关口价格，由经营主体申报和出清规则确定。购电方、售电方跨省交易价格由交易关口价格折算得出。其中，跨省“点对点”绿电交易价格由电能量价格与绿电环境价值（绿证价格）组成，并在交易中分别明确，绿证价格现阶段暂按全时段统一价格申报；跨省“点对点”绿电集中竞价交易仅申报电能量价格，绿证价格统一按广州电力交易中心最近发布的月度绿证单独交易价格执行。

2.输电价格

根据《国家发展改革委关于降低一般工商业电价的通知》（发改价格〔2019〕842号）、《关于2019年云南、贵州送广东及贵州兴义送广西电力交易结算电价的函》（办计财函〔2019〕8号）、《国家发展改革委关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕526号）等文件及有权单位发布的相关文件收取输电价格，其中：

云南外送输电价格暂按64元/兆瓦时（含税、含线损），云南送广东输电价格为75.5元/兆瓦时（线损率6.57%），云南送广西输电价格为53.8元/兆瓦时（线损率2.98%）。贵州外送输电价格暂按30元/兆瓦时（含税、含线损），贵州送广东输电价格为75.5元/兆瓦时（线损率7.05%）。广西外送输电价格暂按19.6元/兆瓦时（含税、含线损），广西送广东输电价格暂按21.7元/兆瓦时（线损率1.46%）。广东海南互送交易中，按照两省约定，广东外送输电价格、海南外送输电价格暂按30元/兆瓦时（含线损）；西部省区送电海南途经广东的，广东省内段输电价格暂按10元/兆瓦时（含线损）；海南联网工程输电价格暂按20元/兆瓦时（含线损）安排。如有权单位发布新的输电价格政策文件，则按最新要求执行。

3.降价分享空间

根据《国家发展改革委关于降低一般工商业电价的通知》（发改价格〔2019〕842号）、《关于2019年云南、贵州送广东及贵州兴义送广西电力交易结算电价的函》（办计财函〔2019〕8号）要求，云南送广东输电价格调整形成的云南省应分享空间为3.27元/兆瓦时。若有权单位对电价机制进行调整，则按最新要求执行。

（六）履约保函

购电省区售电公司参与跨省“点对点”交易导致的履约风险，由购电省区电力交易机构统筹计算，并按照购电省区履约风险管控要求提交履约保函、保证金或其他结算担保品。

三、交易组织

（一）交易需求申报

有意向参与跨省“点对点”交易的经营主体，需根据交易公告安排，在交易申报的前一个工作日12:00前，通过电力交易平台向广州电力交易中心提交交易需求。

（二）交易申报

经营主体通过电力交易平台参与跨省“点对点”交易申报。其中，跨省“点对点”绿电交易中，售电公司在交易申报时需将绿电申报电量全部关联至代理用户，虚拟电厂在交易申报时需将绿电申报电量全部关联至各分布式新能源项目。

双边协商、挂牌交易采用自定义曲线，由经营主体自行申报。集中竞价交易采用常用曲线（典型曲线），或分时段竞价，常用曲线可采用交易所属送电类别受端省（区）的典型负荷曲线、平曲线等，并在交易公告中明确。

（三）交易出清校核及交易出清

交易申报截止后，广州电力交易中心在1个工作日内，联合相关省级电力交易机构根据电网运行约束开展交易出清校核及交易出清。相关省级电力交易机构在接收跨省“点对点”交易预出清结果后1个工作日内反馈校核意见（包括对每笔合约的削减意见），若超时未反馈校核意见则视为无意见。广州电力交易中心形成预成交结果，发送至相关经营主体、省级电力交易机构。

（四）电网安全校核及结果发布

广州电力交易中心将跨省“点对点”交易预成交结果推送至南方总调进行电网安全校核。南方总调会同相关省级电力调度机构进行电网安全校核并反馈校核结果至广州电力交易中心。当电网安全校核未通过时，南方总调将越限信息以规范、统一的形式推送至广州电力交易中心，并在电力交易平台披露电网安全校核未通过原因。广州电力交易中心依规调减，形成正式交易结果并发送至相关经营主体、省级电力交易机构。

（五）交易执行

南方总调依规组织跨省“点对点”中长期交易合同执行，相关交易合同不按实物合同保障执行。

四、计量和结算

跨省“点对点”交易计量和结算按照《南方区域电力市场中长期交易实施细则》及《南方区域电力市场现货结算实施细则》等相关条款开展。跨省“点对点”交易的结算工作由广州电力交易中心负责。其中，跨省“点对点”绿电交易分为电能量部分结算与绿证部分结算。电能量部分按照相关规则开展。绿证部分结算暂按跨省绿电交易当月合同电量（受端）、发电侧交易单元上网电量（扣除纳入可持续发展价格结算机制的电量）、用电侧电量三者取小的原则确定，国家有明确要求的按其规定执行。经营主体同时参与跨省、省内绿电交易，按照绿电交易合同（受端）比例确定其跨省绿电交易取小计算的用电量或上网电量。

五、绿证核发与划转

广州电力交易中心在跨省“点对点”绿电交易送电次月18日前将绿证价格结算电量信息推送至送出省区电网公司，由电网公司汇总有关发电项目跨省、省内绿证价格结算电量信息并推送至广州电力交易中心，经广州电力交易中心审核后向国家绿证核发机构报送有关发电项目上网电量、绿证价格结算电量等绿证核发申请信息。

广州电力交易中心按照发电项目与电力用户一一对应的绿证价格结算电量信息，向国家绿证核发机构报送绿证划转申请明细数据，在国家绿证核发机构完成绿证划转后为电力用户提供绿证信息下载服务。

六、其他事项

（一）跨省中长期合约阻塞计算。本方案印发后，开展跨省中长期合约阻塞单独计算工作，具体安排另行通知。

（二）省内市场衔接机制优化。结合实际需要，推动完善批零价格传导、中长期交易偏差考核等相关衔接机制，合理将改革红利传导至终端用户，促进省内相关机制更加完善。

（三）协同做好汇报沟通工作。省级电力交易机构配合广州电力交易中心做好跨省“点对点”交易相关工作，及时向本省区电力主管部门汇报沟通。