绿色证书交易属于能效管理体系吗

中国碳中和的进程又向前迈了一大步。

9月7日，国家发改委披露：国家发展改革委、国家能源局正式复函国家电网公司、南方电网公司， 推动开展绿色电力交易试点工作 。如果说，此前的几个位于广东、浙江、云南等地的绿电交易中心试点是“地方小集市”，此次绿色电力交易试点就是“全国大卖场”。在这里，入口统一，规则透明。只要满足交易门槛，买卖自由。

随即启动的首次绿色电力交易上，共17个省份259家市场主体参与，达成交易电量79.35亿千瓦时。

#“绿电”和“绿证”是怎么来的？

回望过往，这79.35亿千瓦时绿色电力的成交，从来不是一蹴而就。

改革开放之初，多晶硅太阳能电池等新能源技术还躺在实验室里，“绿电”这个名词都无从考察。等到我们已具备基础技术条件，想大力发展太阳能等新能源产业时，时间已来到2000年左右，和国际 社会 相比，我们的相关技术水平落后了15年。 为了快速赶上，主管部门想了最简单直接的方法：发放补贴！

补贴一发就是快二十年，硬生生地把一批企业托举到了生存线上。渐渐地，日积月累的“直接输血”模式带来了财政问题。国家发改委可再生能源发展中心副主任任东明曾在2017年透露：“如果中国现行的可再生能源固定电价政策不变，那么到2020年，中国清洁能源补贴缺口将从2016年的500亿元增至2000亿元。” 于是乎，近几年各地陆续出台了新能源补贴退坡政策，似乎宣告着一个时代的结束 。

这下，轮到新能源企业焦虑了：“没有补贴，成本很难收回来，无法继续开发绿色电力。”因此，主管部门想了一个折中的办法：把清洁能源发电企业的发电额度抽象成绿电证明，清洁能源企业可以像分蛋糕一样，将其分割后对外售卖。这相当于把补贴的成本压力转移、分摊给“需要绿电”的用电企业。 那些可以售卖绿证的新能源企业，就不能继续拿财政补贴了。

#分离还是统一？“证”与“电”的选择题

对于上文所诉的“绿电交易”，大家仿佛几年前就听说过，但似乎那个市场一直不温不火。为啥？一言以蔽之，与实际脱钩！事实上， 用电企业所需的电，还是得和电网购买，一分钱也少不了，与此同时，又要花很多额外的钱去购买当时的绿证，而且实际用电与绿证上的用电量又很难匹配。 再说，不经过市场的交易门槛非常高，只有拥有强大实力和影响力的企业才能参与，没有门路的小公司又何苦来呢？

把“证”与“电”统一，即把绿电和绿证统一交付给用电企业，是更符合当下实际情况的一条路。 它的具体执行方案是：首先，买卖双方在电力交易市场上磋商交易，然后，国家可再生能源信息管理中心根据交易需要核发绿证，划转至电力交易中心，最后，交易中心根据绿电交易结果将绿证分配至电力用户。

读到这儿，大家不妨想想：绿电证明上明确写着，新能源发电企业发了那么多电，用户也用了那么多电，但是， “电”上了电网以后，可不像快递那样有唯一标识，电的潮流怎么走谁也不清楚。 当前模式下，宝马、巴斯夫、腾讯等参与了首批交易的公司“一买就给绿证”，不考虑实际调度执行情况，真的能算作“证电合一”吗？。

是的，“证电合一”后，“把电变绿”还差关键一步——

#把电真正“变绿”，压力位在电网

压力位在电网。

现在，绿点交易的市场体制已经建立起来，但是技术体制还未完善。 举个例子，一家广东的企业想买西北的绿色电力，在电力运输能力还不具备的时候，再怎么说也是纸上谈兵呀。被问到“开展绿色电力交易的条件是否已经成熟，在技术上是否做好准备工作？”时，发改委是这么回答的：

如果把同样的问题抛给电网，它一定如同被架在火上烤。因为，目前的绿电交易，国家都是鼓励在中长协，希望在3-5年，甚至更长时间，要给予电网在现有的刚性电力架构下，用时间来换取弹性。

当新能源并网比例上升，电网弹性不足，这些合同只能成为昙花一现，无法有效增长。

为了做到真正意义上的“证电合一”，电网必须做到功率级别的消纳和调度，这无异于使其运营成本翻倍。 有人可能会问，欧洲的电网不是有很多经验可以学习吗？技术上不存在瓶颈吧。别忘了，欧洲电网规模小，其电网架构中储能多、新能源多、天然气多，电网弹性比我们现在的强。

如果电网化身为一个人，它一定在振臂高呼“急需一个庞大的生态支持我们超大规模、超高弹性、超远距离新能源消纳，急急急！”

#从北交所建立，看建立碳中和生态的金融解决思路

北交所的凭空出世，让好多人大吃一惊。

官方称， 北交所是对深沪交易所的一个补充 ：“深化新三板（全称为全国中小企业股份转让系统）改革，设立北京证券交易所，是资本市场更好支持中小企业发展壮大的内在需要，是落实国家创新驱动发展战略的必然要求，是新形势下全面深化资本市场改革的重要举措。”

当金融体制改革驶入深水区，创业的方法论应该发生一些变化。 过去，我们习惯先做实业再做金融，好似只有业务强大到无法忽视了才能安排企业上市，而“上市公司”也成为了“大公司”的代名词。在3060的目标下，势必有很多服务碳中和目标的中小企业冒出来，现在，我们必须加快步伐，让这些中小企业也能用“实业+金融”双腿走路，早日实现1到+ 。

北交所的建立，正好可以狠狠地扶一把为碳中和目标奋斗的中小企业，让那些初出茅庐但已有声有色的中小企业更容易成为上市公司。 以电网消纳新能源不可或缺的“储能”行业为例，它是一个典型的，拥有科创属性，符合全球发展方向，又具备重资产的行业，当储能产业里的中小企业插上金融的翅膀，不再对业务拓展望而却步，一定会撸起袖子加油干！

#总结

实现碳中和目标需要多少资金？中国人民银行行长易纲曾表示，“对于实现碳达峰和碳中和的资金需求，各方面有不少测算，规模级别都是百万亿元人民币。”热钱从哪里来？别忘了主管部门正从房地产、教育、 游戏 中挤出水分，毫不手软。

嗯，百万亿元，100,0000,0000,0000，真是一个有想象力的数字。

相信有了资金池，配齐更容易使用的金融工具，能帮助电网真正解决“证电合一”问题的企业生态，一定会慢慢成长起来，“把电变绿”一定只是时间问题。

光伏发电是利用半导体界面的光生伏特效应而将光能直接转变为电能的一种技术。主要由太阳电池板（组件）、控制器和逆变器三大部分组成，主要部件由电子元器件构成。太阳能电池经过串联后进行封装保护可形成大面积的太阳电池组件，再配合上功率控制器等部件就形成了光伏发电装置。

早在1839年，法国科学家贝克雷尔（Becqurel）就发现，光照能使半导体材料的不同部位之间产生电位差。这种现象后来被称为“光生伏特效应”，简称“光伏效应”。1954年，美国科学家恰宾和皮尔松在美国贝尔实验室首次制成了实用的单晶硅太阳电池，诞生了将太阳光能转换为电能的实用光伏发电技术。

20世纪70年代后，随着现代工业的发展，全球能源危机和大气污染问题日益突出，传统的燃料能源正在一天天减少，对环境造成的危害日益突出，同时全球约有20亿人得不到正常的能源供应。这个时候，全世界都把目光投向了可再生能源，希望可再生能源能够改变人类的能源结构，维持长远的可持续发展。

太阳能以其独有的优势而成为人们重视的焦点。丰富的太阳辐射能是重要的能源，是取之不尽、用之不竭的、无污染、廉价、人类能够自由利用的能源。太阳能每秒钟到达地面的能量高达800兆瓦时，假如把地球表面0.1%的太阳能转为电能，转变率5%，每年发电量可达5.6×1012千瓦小时，相当于世界上能耗的40倍。正是由于太阳能的这些独特优势，20世纪80年代后，太阳能电池的种类不断增多、应用范围日益广阔、市场规模也逐步扩大。

20世纪90年代后，光伏发电快速发展，到2006年，世界上已经建成了10多座兆瓦级光伏发电系统，6个兆瓦级的联网光伏电站。美国是最早制定光伏发电的发展规划的国家。1997年又提出“百万屋顶”计划。日本1992年启动了新阳光计划，到2003年日本光伏组件生产占世界的50%，世界前10大厂商有4家在日本。而德国新可再生能源法规定了光伏发电上网电价，大大推动了光伏市场和产业发展，使德国成为继日本之后世界光伏发电发展最快的国家。瑞士、法国、意大利、西班牙、芬兰等国，也纷纷制定光伏发展计划，并投巨资进行技术开发和加速工业化进程。

世界光伏组件在1990年——2005年年平均增长率约15%。20世纪90年代后期，发展更加迅速，1999年光伏组件生产达到200兆瓦。商品化电池效率从10%～13%提高到13%～15%，生产规模从1～5兆瓦/年发展到5～25兆瓦/年，并正在向50兆瓦甚至100兆瓦扩大。光伏组件的生产成本降到3美元/瓦以下。

现状与趋势

2011年，全球光伏新增装机容量约为27.5GW，较上年的18.1GW相比，涨幅高达52%，全球累计安装量超过67GW。全球近28GW的总装机量中，有将近20GW的系统安装于欧洲，但增速相对放缓，其中意大利和德国市场占全球装机增长量的55%，分别为7.6GW和7.5GW。2011年以中日印为代表的亚太地区光伏产业市场需求同比增长129%，其装机量分别为2.2GW，1.1GW和350MW。此外，在日趋成熟的北美市场，新增安装量约2.1GW，增幅高达84%。

其中中国是全球光伏发电安装量增长最快的国家，2011年的光伏发电安装量比2010年增长了约5倍，2011年电池产量达到20GW，约占全球的65%。截至2011年底，中国共有电池企业约115家，总产能为36.5GW左右。其中产能1GW以上的企业共14家，占总产能的53%；在100MW和1GW之间的企业共63家，占总产能的43%；剩余的38家产能皆在100MW以内，仅占全国总产能的4%。规模、技术、成本的差异化竞争格局逐渐明晰。国内前十家组件生产商的出货量占到电池总产量的60%。

在今后的十几年中，中国光伏发电的市场将会由独立发电系统转向并网发电系统，包括沙漠电站和城市屋顶发电系统。中国太阳能光伏发电发站潜力巨大，配合积极稳定的政策扶持，到2030年光伏装机容量将达1亿千瓦，年发电量可达1.3亿兆瓦时，相当于少建30多个大型煤电厂。国家未来三年将投资200亿补贴光伏业，中国太阳能光伏发电又迎来了新一轮的快速增长，并吸引了更多的战略投资者融入到这个行业中来。

2015年上半年，全国累计光伏发电量1900万兆瓦时。 [1]

2015年9月7日，江苏省首个供电所光伏发电项目在南京市浦口区正式并网运行，农村居民也用上了“绿色电”。接下来光伏发电项目将在农村变电所推广。 [2]

2015年11月，安徽省来安县全面启动乡村光伏发电项目，11个美好乡村“空壳村”装机容量为60KW以上的光伏电站进入招标程序。据初步估算，并网发电后各村每年能提供72000KWh清洁电能，村级集体经济能增收5万元以上。 [3]

2015年1-6月，全国新增光伏发电装机容量773万千瓦，截至2015年6月底，全国光伏发电装机容量达到3578万千瓦。 [4-5]

自2013年起，光伏发电连续3年新增装机容量超过1000万千瓦；截至2015年底，光伏发电累计装机容量达到约4300万千瓦，超过德国成为全球第一。此外，光伏产业正发力“走出去”。国家能源局数据显示，2015年光伏电池及组件出口量达到2500万千瓦以上，出口额达到144亿美元。

原理

编辑

播报

光伏发电的主要原理是半导体的光电效应。光子照射到金属上时，它的能量可以被金属中某个电子全部吸收，电子吸收的能量足够大，能克服金属原子内部的库仑力做功，离开金属表面逃逸出来，成为光电子。硅原子有4个外层电子，如果在纯硅中掺入有5个外层电子的原子如磷原子，就成为N型半导体；若在纯硅中掺入有3个外层电子的原子如硼原子，形成P型半导体。当P型和N型结合在一起时，接触面就会形成电势差，成为太阳能电池。当太阳光照射到P－N结后，电流便从P型一边流向N型一边，形成电流。

光电效应是物理学中一个重要而神奇的现象。在高于某特定频率的电磁波（该频率称为极限频率threshold frequency）照射下，某些物质内部的电子吸收能量后逸出而形成电流，即光生电。

光伏发电原理图

光伏发电原理图

多晶硅经过铸锭、破锭、切片等程序后，制作成待加工的硅片。在硅片上掺杂和扩散微量的硼、磷等，就形成P－N结。然后采用丝网印刷，将精配好的银浆印在硅片上做成栅线，经过烧结，同时制成背电极，并在有栅线的面涂一层防反射涂层，电池片就至此制成。电池片排列组合成电池组件，就组成了大的电路板。一般在组件四周包铝框，正面覆盖玻璃，反面安装电极。有了电池组件和其他辅助设备，就可以组成发电系统。为了将直流电转化交流电，需要安装电流转换器。发电后可用蓄电池存储，也可输入公共电网。发电系统成本中，电池组件约占50%，电流转换器、安装费、其他辅助部件以及其他费用占另外 50%。

如何在碳市场交易CDM呢？

北京中碳技术有限公司业务员成光介绍，根据2001年《联合国气候变化框架公约》第七次缔约方会议达成的《马拉喀什协定》，一个典型的CDM项目从开始准备到实施直到最终产生有效减排量，需要经历项目识别、项目设计、参与国批准、项目审定、项目注册、项目实施、监测预报高、减排量的核查与核证、经核实的减排额度签发等主要步骤。根据《联合国气候变化框架公约》执行理事会（EB）消息，作为发展中的国家，目前中国有近2000个CDM项目获得国家发改委批准，有267个CDM项目在EB成功注册。

作为一家从事碳市场交易的中介公司，成光说，在服务企业的过程中，他们感到CDM项目能否在EB实现成功注册，是交易CDM成功的关键因素。

成光介绍，一般来说，碳市场交易包括前期开发、碳资产开发、 碳资产项目管理三个流程。而各个流程阶段又包括许多环节。如在前期开发阶段，要进行项目分析，即确定企业有哪些项目符合CDM的概念；要进一步收集信息，进行减排量的估算以及测算方法的确定；要对企业的可持续发展能力、市场未来趋势进行预测并确定开发成本以及开发风险。

在碳资产开发阶段，要进行项目文件设计、卖方和买方政府审批、购碳协议签署、第三方认证、联合国注册等程序。成光说：“每个CDM项目都有一个独立的文件报告，中文部分交由中国政府审批，英文部分提交第三方认证、联合国登记，注册登记需要在网上公示50天，如无疑义，公示期结束即意味着自动注册成功。”

据悉，在碳资产项目管理阶段要重点做好三个方面的工作。第一，要进行日常管理，主要包括流程的监控以及企业运营信息的获取，目的在于保障企业碳资产的稳定收益，避免在没有产生减排量的情况下，提前与买家沟通采取防范措施。第二，要根据实际产生的减排量，按照企业的要求分季度或年度出具项目检测报告。第三，对减排量进行第三方认证，在联合国登记，最后进行碳资产交割。

在这些过程中，企业需要交付哪些费用呢？成光介绍，一般的费用包括第三方对项目的审核(1.8万欧元)，注册费(0.2美元/年核实减排吨数)，监测核查和核证费用(1万美元左右)，联合国CDM理事会征收的适应性费用(核实减排总额的2%)、行政管理费(0.2美元/核实减排吨数)，中国政府征收的环境资源税(核实减排总额的2%)等。

至于中介公司在其中所起到的作用，成光表示，识别CDM项目、为项目业主寻找和筛选碳购买方、协助企业与买方的谈判、帮助企业在减排交易中实现利益的最大化，并最终促成CDM项目的完成是他们最主要的任务。

成功范本看邯钢

对于中国企业来说，如果能够注册成功一个CDM项目，不仅可以减排一定数量的二氧化碳，还能通过出售该减排数获得额外收入。从这一点看，邯钢的成功对于中国企业来说无疑具有范本意义。

2005年2月，在《京都议定书》生效以后，河北省CDM项目办公室认为邯郸钢铁废气回收联合循环发电项目（该项目通过回收利用钢铁生产过程中产生的富余高炉煤气和焦炉煤气，建成一个循环发电站，项目建成后每年可满足邯钢年用电的36%）符合CDM项目的要求，随即指导邯钢开始了该项目的开发和注册准备。

怎么开发，这里面也有学问。根据《京都议定书》，CDM项目开发具有“单边模式”、“双边模式”和“多边模式”三种模式。后两者是指在项目开发之初就就寻找到了买家，买家可以在项目开发过程中给项目以资金和技术等方面的支持。单边模式则是企业独立完成了整个项目之后再寻找买家，例如我国可再生能源领域第一个获得签发的CDM项目———福建漳浦六鳌30.6MW风电CDM项目就是一个单边项目。

而邯钢集团开发的该项目最终是作为一个双边项目敲定下来的，项目在2007年获得国家发改委批准和EB批准，买家是来自于瑞典的碳资产管理公司。双方的谈判从2006年下半年开始到2007年3月结束。根据协议，到2012年，邯钢通过向该公司出售二氧化碳减排指标，共可获约2亿元纯收益。

“要让买家相中自己，编制好开发项目设计文件是其中最重要的环节，同时也是CDM项目能否注册成功的关键因素。”邯钢宣传部的这名工作人员说。

在与河北省CDM办公室签署了开发CDM项目的意向书之后，邯钢举办了多次有关注册程序的培训班。在接下来的时间里，项目开发单位和邯钢为实现CDM项目注册作了大量的工作。这些工作包括收集大量数据和项目信息，如项目相关的批准文件、可行性报告、环评报告、实地调研数据、各利益相关方意见咨询等；选择最适合于项目的方法学；确定项目产生减排量的计入期、说明项目如何促进东道国的可持续发展等情况；联系外国买家；寻找合适的第三方进行项目的合格性论证；报国家发改委审批；提交EB批准。

完成了这一复杂的CDM项目注册，就等同于实施碳交易获得了成功。“而找买家、谈价格也均发生在整个注册流程中。因此，从企业操作角度而言，最难的一步就在于如何注册成功。” 邯钢的这名工作人员说。

中国还缺好中介

我国“十一五”规划明确提出，到2010年单位GDP能源消耗比2005年降低20%，主要污染物排放总量要减少10%。在努力实现这一目标的过程中，通过大力推广节能减排技术，努力提高资源使用效率，必将有大批项目可被开发为CDM项目。

但并不是所有企业都像邯钢、福建漳浦六鳌风电CDM项目那样幸运，对于找不到买家的企业来说，他们更希望在以下几个方面提供帮助。“从企业提出的这些‘希望帮助’的内容上，我们也看到了中国在开发CDM项目中还缺少的积极因素。”成光说。

首先，对CDM认识尚不到位，缺少必要的资金支持。CDM是随着国际碳交易市场的兴起而走入我国的，在我国传播的时间有限，国内许多企业还没有认识到其中蕴藏的巨大商机；同时，由于对CDM的价值、操作模式、项目开发、交易规则等尚不熟悉，目前关注CDM的除兴业银行(39.33,-0.71,-1.77%)等少数商业银行外，其他金融机构也鲜有涉及。

其次，CDM项目开发时间长、风险因素多。与一般的投资项目相比，CDM项目需要经历较为复杂的审批程序，这导致CDM项目开发周期比较长，并带来额外的交易成本。此外，开发CDM项目涉及风险因素较多。政策风险来自于国际减排政策的变化，如2012年后中国是否承担温室气体减排义务，决定了2012年后合同的有效性；项目风险主要是工程建设风险，如项目是否按期建成投产，资源能否按预期产生等。在项目运行阶段，还存在监测或核实风险，项目收入因此存在不确定性，也会影响金融机构的金融服务支持。

再次，中介市场发育不完全。据联合国开发计划署的统计显示，目前中国提供的二氧化碳减排量已占到全球市场的1/3左右，预计到2012年，中国将占联合国发放全部排放指标的41%。

成光说：“这就意味着，未来的几年，中国需要相当数量的像北京中碳技术有限公司这样的中介机构，但目前来看，这样的机构总体来说数量太少，而且大都处于起步阶段，难以开发或者消化大量的CDM项目。而在国外，CDM项目的评估及排放权的购买大多数是由中介机构完成。”

另外，也缺乏专业的技术咨询体系来帮助金融机构分析、评估、规避项目风险和交易风险。曾经参与中国多家企业第三方认证工作的张建丽介绍，CDM机制项下的碳减排额是一种虚拟商品，其交易规则十分严格，开发程序也比较复杂，销售合同涉及境外客户，合同期限很长，因此非专业机构难以具备此类项目的开发和执行能力。

大家肯定知道，新能源板块直接把整个市场的人气都带动了起来，它算是市场关注度最高的板块之一。那浙江新能作为新能源板块的龙头股是不是真的靠谱呢？这就带着大家来看一看。

在对浙江新能进行更多分析以前，我对新能源行业龙头股名单进行了整理，现在就拿出来给大家，点击就能获得：宝藏资料！新能源行业龙头股一览表

一、从公司角度来看

公司介绍：浙江新能公司是从事水力发电、光伏发电、风力发电等可再生能源项目的投资、开发、建设和运营管理的综合型能源企业。

在了解到浙江新能的公司情况以后，我们来看下浙江新能有限公司到底有什么优点，是否有必要投资？

亮点一：区位资源优势

公司运营的水电站有很好的地理位置，辖区内水能资源理论蕴藏量大，可开发的常规水电资源很多，大约占了浙江省可开发量的40%，它被水利部命名为中国水电第一市。

此外，浙江省区域经济发达使得电力需求旺盛，电力消纳情况还是良好的。甘肃和新疆这两个省份是公司运营的光伏电站的主要基地，都是属于我国太阳能资源最丰富的地区。可以发现，公司运营的电站有这很优越的地理位置。

亮点二：项目开发、运营及管理优势

公司目前的可再生能源发电企业得益于水电，在开发和投资方面的经验近20年，因此，公司在水力发电、光伏发电及风力发电行业具备较强的电站投资、开发、建设和运营管理能力和丰富经验。不仅如此，发行人还精心创造了一套关于企业治理的方案，格外是对于光伏项目小、远、散的特点，然后选取了精简高效的区域事业部制的管理体系，取得很好的经济效益和管理效益。

由于篇幅受限，如果对浙江新能的深度报告和风险提示感兴趣的话，都被学姐写到研报当中了，大家浏览一下吧：【深度研报】浙江新能点评，建议收藏！

二、从行业发展来看

而今，我国已经开始了大力发展太阳能、风能等新类型的可再生能源的新阶段。推进水电与新能源协调发展是推进能源革命的重中之重，水电、风电、太阳能是可再生能源发展的三部曲，少了任何一个都是不行的。其中有关于能源革命的主战场还是电力领域，要说能源革命的主力军还是当属水和电，风能是能源革命的第二梯队，太阳能就会是能源革命的一个决胜力量。

由此可见，新能源行业在今后的发展机会肯定很多。浙江新能作为新能源行业的龙头股，在行业前景如此可观的情况下，有望迎来蓬勃发展。因为文章会有一定的延后，若是对浙江新能未来行情有更想准确知道的，不妨点击下方链接，有专业的投顾都会帮助你诊股，看下浙江新能估值到底是高估还是低估了：【免费】测一测浙江新能现在是高估还是低估？

应答时间：2021-09-02，最新业务变化以文中链接内展示的数据为准，请点击查看

（二）搭建电力市场交易技术支持系统。满足中长期、现货市场运行和市场监管要求，遵循国家明确的基本交易规则和主要技术标准，实行统一标准、统一接口。

（三）建立优先购电、优先发电制度。保障公益性、调节性发用电优先购电、优先发电，坚持清洁能源优先上网，加大节能减排力度，并在保障供需平衡的前提下，逐步形成以市场为主的电力电量平衡机制。

（四）建立相对稳定的中长期交易机制。鼓励市场主体间开展直接交易，自行协商签订合同，或通过交易机构组织的集中竞价交易平台签订合同。优先购电和优先发电视为年度电能量交易签订合同。可中断负荷、调压等辅助服务可签订中长期交易合同。允许按照市场规则转让或者调整交易合同。

（五）完善跨省跨区电力交易机制。以中长期交易为主、临时交易为补充，鼓励发电企业、电力用户、售电主体等通过竞争方式进行跨省跨区买卖电。跨省跨区送受电中的国家计划、地方政府协议送电量优先发电，承担相应辅助服务义务，其他跨省跨区送受电参与电力市场。

（六）建立有效竞争的现货交易机制。不同电力市场模式下，均应在保证安全、高效、环保的基础上，按成本最小原则建立现货交易机制，发现价格，引导用户合理用电，促进发电机组最大 限度提供调节能力。

（七）建立辅助服务交易机制。按照“谁受益、谁承担”的原则，建立电力用户参与的辅助服务分担共享机制，积极开展跨省跨区辅助服务交易。在现货市场开展备用、调频等辅助服务交易，中长期市场开展可中断负荷、调压等辅助服务交易。用户可以结合自身负荷特性，自愿选择与发电企业或电网企业签订保供电协议、可中断负荷协议等合同，约定各自的辅助服务权利与义务。

（八）形成促进可再生能源利用的市场机制。规划内的可再生能源优先发电，优先发电合同可转让，鼓励可再生能源参与电力市场，鼓励跨省跨区消纳可再生能源。

（九）建立市场风险防范机制。不断完善市场操纵力评价标准，加强对市场操纵力的预防与监管。加强调度管理，提高电力设备管理水平，确保市场在电力电量平衡基础上正常运行。