云南省存量常规水电绿证划转方案：按季开展电力交易溯源和存量常规水电绿证划转

3月20日，云南省发展和改革委员会、云南省能源局、国家能源局云南监管办公室发布关于印发云南省存量常规水电绿证划转方案（试行）的通知，其中提到，根据国家政策，对存量常规水电发电项目暂不核发可交易绿证，相应的绿证通过电力交易溯源明确电量流向，作为直接无偿划转依据。

电力交易机构基于电力交易合同、结算依据等，按季度组织开展电力交易溯源和存量常规水电绿证划转工作。本方案印发前历史年度未开展的电力交易溯源、存量常规水电绿证划转，以及后续年度的电力交易溯源、存量常规水电绿证划转按本方案执行。

电力交易溯源包括批发市场溯源、零售市场溯源、优先电厂溯源、发电项目溯源和用户溯源。

详情如下：

云南省发展和改革委员会 云南省能源局 国家能源局云南监管办公室关于印发云南省存量常规水电绿证划转方案 （试行）的通知

云南电网有限责任公司、昆明电力交易中心、有关发用电企业：

为贯彻落实《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》《国家能源局关于印发〈可再生能源绿色电力证书核发和交易规则〉的通知》《可再生能源绿色电力证书管理实施细则（试行）》《电力中长期市场基本规则》及相关政策要求，规范云南省2023年1月1日（不含）之前投产的存量常规水电发电项目绿证划转工作，现将《云南省存量常规水电绿证划转方案（试行）》印发你们，请遵照执行。

附件：云南省存量常规水电绿证划转方案（试行）.doc

云南省发展和改革委员会

云南省能源局

国家能源局云南监管办公室

2026年3月19日

（此件公开发布）

云南省存量常规水电绿证划转方案（试行）

第一章 总则

第一条 为规范云南省2023年1月1日（不含）之前投产的存量常规水电发电项目绿证划转工作，根据《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）、《国家能源局关于印发〈可再生能源绿色电力证书核发和交易规则〉的通知》（国能发新能规〔2024〕67号）、《可再生能源绿色电力证书管理实施细则（试行）》（国能发资质规〔2025〕107号）、《电力中长期市场基本规则》及相关政策要求，制定本方案。

第二条 根据国家政策，对存量常规水电发电项目暂不核发可交易绿证，相应的绿证通过电力交易溯源明确电量流向，作为直接无偿划转依据。

第三条 电力交易机构基于电力交易合同、结算依据等，按季度组织开展电力交易溯源和存量常规水电绿证划转工作。本方案印发前历史年度未开展的电力交易溯源、存量常规水电绿证划转，以及后续年度的电力交易溯源、存量常规水电绿证划转按本方案执行。

第二章 电力交易溯源

第四条 电力交易溯源包括批发市场溯源、零售市场溯源、优先电厂溯源、发电项目溯源和用户溯源。

第一节 批发市场溯源

第五条 批发市场溯源包括合同电量溯源和平衡电量溯源。

第六条 合同电量溯源

1.合同电量溯源单元。在发电侧，将所有优先电厂作为一个单元进行溯源，参与溯源电量为优先电厂在保障居民、农业用电，电网企业代理购电，以及西电东送后的剩余上网电量；其他发电主体以电厂为单元进行溯源，参与溯源电量为上网电量。在用电侧，跨省区、跨经营区用户已在合同中明确具体用电对象的以该受端经营主体为单元进行溯源，未明确的则以受端省份或者区域为单元进行溯源，参与溯源电量为实际送电量扣除优先电厂保障电量后的剩余电量；居民、农业等优先用电和电网企业代理购电作为一个单元进行溯源，参与溯源电量为居民、农业等优先用电和电网企业代理购电电量扣除优先电厂保障电量后的剩余电量；省内市场化用户以批发交易用户为单元进行溯源，参与溯源电量为用电量。

2.合同电量溯源类型。用于溯源的交易合同电量具体分为以下3种类型：

（1）省内市场化电厂与批发交易用户的中长期合同电量。其中，合同转让交易按照出让方各笔可转让合同电量占全部可转让合同电量的比重，乘以转让电量，得到受让方进行合同溯源的各笔合同。

（2）省内市场化电厂与跨省区、跨经营区受端省份或经营主体的合同电量（含框架协议、市场化交易等各类分解到具体电厂的合同）。

（3）省内市场化电厂与电网企业代理购电的中长期合同电量。

3.合同电量溯源顺序。合同电量溯源按照煤电溯源、绿电交易溯源、存量常规水电溯源、其他电源溯源的顺序进行。

（1）煤电溯源

煤电溯源电量等于各用电侧主体应承担的煤电电量。其中，若各用电侧主体用电量（跨省区、跨经营区用户为实际送出电量）扣减绿电交易结算电量后的剩余电量小于各用电侧主体应承担的煤电电量，则煤电溯源电量等于剩余电量，售电公司应承担的煤电电量为其代理的全部用户应承担的煤电电量合计值。本方案的“煤电溯源”仅适用于2025年下半年电力交易溯源。自2026年起燃煤发电电能量市场取消后，燃煤电厂的中长期合同电量纳入“其他电源溯源”环节进行溯源。

（2）绿电交易溯源

绿电交易溯源电量等于绿电交易结算电量。

（3）存量常规水电溯源

存量常规水电溯源电量等于存量常规水电中长期合同电量、存量常规水电中长期合同匹配的上网电量、存量常规水电中长期合同匹配的用电量三者之中的最小值。

其中，在发电侧，按照该水电厂各笔存量常规水电中长期合同电量占其全部存量常规水电中长期合同电量的比重，乘以该水电厂上网电量，得到各笔存量常规水电中长期合同匹配的上网电量。

在用电侧，按照该用户各笔存量常规水电中长期合同电量占其全部存量常规水电中长期合同电量的比重，乘以该用户用电量扣减煤电溯源电量、绿电交易溯源电量后的剩余电量，得到各笔存量常规水电中长期合同匹配的用电量。

（4）其他电源溯源

其他电源溯源电量等于其他电源中长期合同电量、其他电源中长期合同匹配的上网电量、其他电源中长期合同匹配的用电量三者之中的最小值。

其中，在发电侧，按照该电源各笔中长期合同电量占其全部中长期合同电量的比重，乘以该电源上网电量扣减绿电交易溯源电量后的剩余电量，得到其各笔中长期合同匹配的上网电量。

在用电侧，按照该用户各笔其他电源中长期合同电量占其全部其他电源中长期合同电量的比重，乘以该用户用电量扣减煤电溯源电量、绿电交易溯源电量、存量常规水电溯源电量后的剩余电量，得到其各笔其他电源中长期合同匹配的用电量。

第七条 平衡电量溯源

合同电量溯源完成后，发电侧主体未被溯源的剩余上网电量和用电侧主体未被溯源的剩余用电量纳入平衡电量溯源。

首先计算得到发电侧主体剩余上网电量中各电源类型（优先电厂，存量常规水电，其他水电，风电，光伏，煤电，各类新型经营主体等）上网电量及占比，然后采用各用电侧主体剩余用电量乘以该占比，得到各用电侧主体应匹配的各电源类型用电量。

随后，按照电源类型在发电侧以上网电量、用电侧以匹配用电量从大到小的顺序排序后，以用电侧主体应匹配用电量为目标，按照排序依次匹配，直至匹配完成，形成发电侧主体与用电侧主体的对应关系及对应匹配电量。

第八条 合同溯源和平衡溯源完成后，电力交易机构应对溯源结果进行校核，确保各发电侧主体溯源电量合计值等于上网电量，各用电侧主体溯源电量合计值等于用电量。校核通过后，电力交易机构应将溯源结果中的存量常规水电溯源结果向相关经营主体发布。经营主体对发布结果存在异议的，应在结果发布之日起3个工作日内向电力交易机构提出，电力交易机构应在3个工作日内予以解释答复。逾期未提出异议的，视为无异议。

第二节 零售市场溯源

第九条 批发市场溯源完成后，开展零售市场溯源。零售市场溯源包括初始匹配、调整匹配和发用电主体匹配三个环节。

第十条 初始匹配

1.首先，进行绿电交易匹配。绿电交易匹配电量等于零售用户绿电交易结算电量。

2.其次，进行煤电匹配。煤电匹配电量等于零售用户应承担的煤电电量占与其签订零售套餐的售电公司当月应承担的煤电电量的比重，与该售电公司煤电溯源电量的乘积。若零售用户绿电交易匹配电量和煤电匹配电量的合计值大于用电量，则由其他零售用户按用电量扣减绿电交易匹配电量和煤电匹配电量后的剩余电量占全部剩余电量的比例承接多余的煤电电量，若其他零售用户剩余电量小于零，则不承接。本方案的“煤电匹配”仅适用于2025年下半年电力交易溯源。自2026年起燃煤发电电能量市场取消后，不再开展煤电匹配，煤电电量纳入“其他电源匹配”环节进行匹配。

3.再次，进行存量常规水电匹配。根据绿电零售套餐约定，需优先承接存量常规水电的零售用户，按以下方式确定存量常规水电匹配电量：

若所有需优先承接存量常规水电的零售用户用电量扣减绿电交易匹配电量后剩余电量的合计值小于等于与其签订零售套餐的售电公司存量常规水电溯源电量，则零售用户存量常规水电匹配电量等于其用电量扣减绿电交易匹配电量后的剩余电量。

反之，则按零售用户剩余电量等比例匹配售电公司存量常规水电溯源电量，且匹配电量不得超过剩余电量。

4.最后，进行其他电源匹配。按零售用户用电量扣减绿电交易匹配电量、煤电匹配电量以及存量常规水电匹配电量后的剩余电量，等比例承接售电公司除绿电交易匹配电量、煤电匹配电量和存量常规水电匹配电量外的其他电量。

第十一条 调整匹配

在初始匹配结果的基础上，售电公司可选择在其代理的两个及以上零售用户之间进行除绿电交易匹配结果之外的初始匹配结果调整。调整前后相关零售用户匹配的各电源类型电量之和保持不变，且各零售用户匹配电量之和等于用电量。若绿电零售套餐约定允许售电公司确认溯源结果，则调整匹配结果无需用户确认，直接生效；否则，调整匹配结果需经所有相关零售用户确认后生效。调整匹配由电力交易机构按需适时组织开展。

第十二条 发用电主体匹配

完成初始匹配和调整匹配后，通过发用电主体匹配形成发电侧主体与用电侧主体的对应匹配数据。

1.绿电交易根据结算结果直接形成发电侧主体与用电侧主体的对应匹配数据。

2.除绿电交易外，初始匹配和调整匹配完成后，分不同的电源类型，分别在发电侧和用电侧按照匹配电量从大到小进行排序，然后按照排序依次匹配，直至匹配完成，形成发电侧主体与用电侧主体的对应匹配数据。

第三节 优先电厂溯源

第十三条 零售市场溯源完成后，开展优先电厂溯源。

第十四条 首先，计算得到优先电厂中存量常规水电的上网电量及占比，然后采用优先电厂保障居民、农业等优先用电和电网企业代理购电的电量，优先电厂保障西电东送的电量，以及优先电厂溯源至省内市场化用户的电量，乘以该占比，得到各用电侧主体应匹配的优先电厂中的存量常规水电电量。随后，按照发电侧以上网电量、用电侧以匹配电量从大到小的顺序排序后，以用电侧主体应匹配电量为目标，按照排序依次匹配，直至匹配完成，形成优先电厂中的发电侧主体与用电侧主体的对应关系及对应匹配数据。

第四节 发电项目溯源

第十五条 优先电厂溯源完成后，通过发电项目溯源形成存量常规水电发电项目与用电侧主体的对应溯源数据。

第十六条 存量常规水电发电企业应按照相关政策要求在国家可再生能源发电项目信息管理平台完成可再生能源发电项目建档立卡，在国家绿证核发交易系统注册绿证账户。获得发电项目代码后，存量常规水电发电企业需及时向电力交易机构提供发电项目信息，以及发电项目代码与交易单元的对应关系，并对相关信息的真实性和准确性负责。具备条件后，可由电网企业直接将营销档案与发电项目代码的对应关系提供给电力交易机构，用于生成发电项目代码与交易单元的对应关系。存量常规水电发电企业应及时核对有关信息，如有异议及时向电网企业提出调整申请。存量常规水电发电企业注册信息发生变更时，应及时向电力交易机构提出变更申请。

第十七条 电网企业向电力交易机构提供各存量常规水电发电项目的绿证核发申请电量。电力交易机构与发电企业进行数据核对，发电企业对数据的准确性负责。若后续绿证核发申请电量调整，电网企业应及时将有关信息传递至电力交易机构。

第十八条 发电项目溯源时，将各发电侧主体存量常规水电溯源结果按照溯源电量从大到小的顺序排序，将各存量常规水电交易单元关联的存量常规水电发电项目按照绿证核发申请电量从大到小的顺序排序，按照排序依次匹配，直至匹配完成。

第十九条 因项目未及时建档立卡等导致未完成发电项目溯源的，由电力交易机构适时组织补充匹配。若后续根据交易结算数据可直接形成存量常规水电发电项目与用电侧主体的对应溯源数据，则以该数据进行存量常规水电绿证划转。

第二十条 若因绿证核发申请电量调整等异常情况导致绿证划转失败，电力交易机构接收到重新调整的绿证核发申请电量数据后，适时组织开展补充匹配。补充匹配时，应扣除已经成功划转的绿证。

第五节 用户溯源

第二十一条 发电项目溯源完成后，通过用户溯源形成最终用于存量常规水电绿证划转的溯源数据。

第二十二条 除趸售用户、园区用户、增量配电网外的其他用电侧主体，直接根据发电项目溯源结果形成用户溯源结果。

第二十三条 趸售用户、园区用户、增量配电网可自主向电力交易机构申请开通权限，将发电项目溯源结果匹配至区域内实际消费的用户，形成用户溯源结果。

1.电力交易机构依托电网企业档案数据进行趸售用户、园区用户、增量配电网的识别，经对应经营主体核实后确认。

2.趸售用户、园区用户、增量配电网需按电力交易机构公告信息，将匹配用户基础信息、匹配电量、匹配用户实际用电量等提交至电力交易机构。匹配电量需小于等于匹配用户实际用电量。趸售用户、园区用户、增量配电网等主体对所提供信息的准确性负责。

第三章 存量常规水电绿证划转

第二十四条 根据电力交易溯源形成的溯源数据开展存量常规水电绿证划转。其中，通过电力交易溯源明确流向市场化用户的存量常规水电电量对应的绿证划转至相应市场化用户。通过电力交易溯源明确流向居民、农业等优先用电和电网企业代理购电用户的存量常规水电电量对应的绿证划转至省级绿证账户。

第二十五条 因经营主体工商注销导致无法划转的绿证，统一划转至省级绿证账户。

第二十六条 省级绿证账户绿证分配至用户的具体方式由省级能源主管部门会同相关部门另行确定。

第二十七条 电力交易机构负责将经营主体注册相关信息、存量常规水电溯源结果等经广州电力交易中心同步至国家绿证核发交易系统，用于绿证账户生成及绿证划转。

第四章 附则

第二十八条 本方案未尽事宜按照国家相关政策、区域及省内相关电力市场规则等有关规定执行。执行过程中，遇国家相关政策调整的，从其执行。

第二十九条 本方案由云南省能源局负责解释。

第三十条 本方案自公布之日起实施。