国家能源局山西监管办公室发布关于征求《山西电力中长期交易实施细则（征求意见稿）》意见的函（晋监能市场函〔2026）17号)。山西电力中长期交易实施细则-绿色电力交易专章（征求意见稿）提到，绿证价格不纳入峰谷分时电价机制、力调电费等计算，具体按照国家及地方有关政策规定执行。对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段；对电网代理购电用户，由政府价格主管部门根据现货市场价格水平，统筹优化峰谷时段划分和价格浮动比例。为保障无补贴新能源企业合理收益，原则上优先组织无补贴新能源企业参与省间绿色电力外送交易，鼓励无补贴新能源企业参与多年省间绿色电力外送交易。绿电交易应确保发电企业与电力用户一一对应，实现绿电环境价值可追踪溯源。鼓励经营主体参与数年绿电交易，探索数年绿电交易常态化开市机制。市场初期，省内绿色电力交易采用直接交易方式，由独立批发用户、售电公司（代理其零售用户）向发电企业直接购买绿色电力产品。待市场成熟且绿色电力产品可追踪溯源时，可逐步开展绿色电力合同转让、回购等交易，减少合同执行偏差，提高合同履约率。市场初期，售电公司需按照最终生效的绿电零售合同，于每月25日前在绿色电力交易平台向零售用户分配绿电电量，应确保分解绿电电量与零售合约一致。待技术支持系统具备条件后，可将绿电零售合约相关数据传输至绿色电力交易平台，自动形成用户的绿电分配电量。售电公司只能在签订绿电零售合约的零售用户中分配绿电电量，且应将绿电批发电量全部分解到用户侧。经营主体应事先明确绿证偏差补偿方式，并列入合同条款。对于双边协商形成的绿电交易合同，由购售双方自行约定：对于集中交易形成的绿电交易合同，按照合同中的绿证价格的2倍与偏差电量进行费用补偿。详情如下：附件山西电力中长期交易实施细则绿色电力交易专章第一章总则第一条为贯彻落实党中央、国务院关于碳达峰、碳中和的战略部署，加快建立有利于促进山西绿色能源生产消费的市场体系和长效机制，推进绿色电力交易工作有序开展，引导绿色电力消费，加快绿色能源发展，依据《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）、《国家发展改革委国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）《国家发展和改革委员会国家能源局<关于印发电力中长期市场基本规则的通知>》（发改能源规〔2025)1656号)等有关规则，按照《国家发展改革委国家能源局关于绿色电力交易试点工作方案的复函》（发改体改〔2021〕1260号入、《国家发展改革委财政部国家能源局关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》（发改体改〔2023〕75号)、国家能源局《关于印发可再生能源绿色电力证书管理实施细则（试行）的通知》（国能发资质规〔2025）107号)要求，特制定本实施细则。第二条本实施细则所称绿色电力、绿色电力交易、绿色电