河南省发改委关于印发《河南省绿证绿电交易工作细则（试行）》的通知
各省辖市发展改革委、济源示范区发改统计局、航空港区发展和统计局，各有关企业:
为贯彻落实党的二十大和二十届二中、三中全会精神，健全绿色低碳发展机制，按照《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)等文件要求，我们制定了《河南省绿证绿电交易工作细则(试行)》，现印发给你们，请遵照执行。
2025年5月15日
河南省绿证绿电交易工作细则(试行)
第一章 总则
第一条 为规范我省可再生能源绿证核发和交易，健全绿色低碳发展机制，推进绿色低碳转型，依法维护各方合法权益根据《国家发展改革委等部门关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》(发改能源〔2025〕262号)、《国家发展改革委等部门关于加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接大力促进非化石能源消费的通知》(发改环资〔2024〕113号)和《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)等要求，结合我省实际，制定本细则。
第二条 本细则适用于河南省内生产的风电、太阳能发电常规水电、生物质发电、地热能发电等可再生能源发电项目电量对应的绿证核发、交易及相关管理工作。
第三条 绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证。绿证核发由国家统一组织，交易面向社会开放，坚持“统一核发、交易开放、市场竞争、信息透明、全程可溯源”的原则，价格通过市场化方式形成，信息披露及时、准确，全生命周期数据真实可信、防篡改、可追溯。
第二章 职责分工
第四条 省发展改革委、省能源局负责绿证具体政策设计，制定核发、交易相关细则，统筹管理省级绿证专用账户，推动绿证绿电交易与能耗双控、碳排放管理等政策衔接，有序推进绿证交易工作。
第五条 电网企业、电力交易机构以及交易主体委托的代理机构，为绿证核发、交易、应用、核销等提供数据和技术支撑。
第六条 绿证交易主体包括卖方和买方。卖方为已建档立卡的发电企业或项目业主，买方为符合国家有关规定的法人，非法人组织和自然人。买方和卖方应依照本规则合法合规参与绿证交易。交易主体可委托代理机构参与绿证核发和交易。
第七条 电网企业、电力交易机构、发电企业或项目业主，以及交易主体委托的代理机构，应按要求及时提供或核对绿证核发所需信息，并对信息的真实性、准确性负责。
电网企业和电力交易机构配合做好可再生能源项目建档立卡及绿证交易工作。
电网企业做好参与电力市场交易补贴项目绿证收益的补贴扣减。
第三章 绿证账户与核发
第八条 交易主体应在国家绿证核发交易系统建立唯一的实名绿证账户，用于参与绿证核发和交易，记载其持有的绿证情况。其中:
卖方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后，在国家绿证核发交易系统注册绿证账户，注册信息自动同步至各绿证交易平台。
买方可在国家绿证核发交易系统或任一绿证交易平台注册绿证账户，注册相关信息自动推送至国家绿证核发交易系统并生成绿证账户。
第九条 建档立卡的内容主要包括项目名称、所在地、项目业主、核准(审批、备案)时间、装机容量、并网时间、项目运行状态等信息。
第十条 可再生能源发电项目建成并网后，原则上当月完成上个月并网项目建档立卡。
第十一条 集中式新能源项目，由项目业主填报信息，经省级能源主管部门审核后批量推送至国家平台。工商业分布式光伏发电项目、源网荷储一体化项目和自发自用项目，项目业主完成填报后，由电网企业统一提交。自然人户用分布式光伏发电项目，由电网企业统一提交，推动建档立卡全覆盖。
第十二条 可再生能源发电项目电量由国家能源局按月统一核发绿证。1个绿证单位对应1000千瓦时可再生能源电量不足核发1个绿证的当月电量结转至次月。
第十三条 对风电、太阳能发电、生物质发电、地热能发电等可再生能源发电项目上网电量，以及2023年1月1日(含)以后新投产的完全市场化常规水电项目上网电量，核发可交易绿证;对自发自用电量和2023年1月1日(不含)之前的常规存量水电项目上网电量，现阶段核发绿证但暂不参与交易;对源网荷储一体化项目自发自用部分，核发绿证暂不参与交易;对源网荷储一体化项目上网电量核发可交易绿证。
可交易绿证核发范围根据国家政策动态调整
第十四条 建档立卡的新能源项目所生产的全部电量，按照自然月向国家能源局申请核发绿证。
电网企业、电力交易机构应在归集和报送电量数据时标注绿证对应电量是否纳入可持续发展价格结算机制(以下简称机制电价)，并对电量信息准确性负责。执行机制电价电量对应的绿证及收益，按照国家有关规定执行。
对于电网企业、电力交易中心无法提供绿证核发所需信息的，可再生能源发电企业或项目业主可直接或委托代理机构提供电量信息，并附电量计量等相关证明材料，还应定期提交经法定电能计量检定机构出具的电能量计量装置检定证明。在国家可再生能源信息管理中心对发电企业或项目业主申报数据及材料初核后，由国家能源局电力业务资质中心复核后核发相应绿证
第四章 规范绿证交易
第十五条 绿证既可单独交易;也可随可再生能源电量一同交易，并在交易合同中单独约定绿证数量、价格及交割时间等条款。
第十六条 绿证在符合国家相关规范要求的平台开展交易，目前依托中国绿色电力证书交易平台，以及北京、广州电力交易中心开展绿证单独交易;依托北京电力交易中心开展跨省区绿色电力交易，依托电力交易中心开展省内绿色电力交易。第十七条 绿证交易的组织方式主要包括挂牌交易、双边协商、集中竞价等，交易价格由市场化方式形成。
(一)挂牌交易。卖方可同时将拟出售绿证的数量和价格等相关信息在多个绿证交易平台挂牌，买方通过摘牌的方式完成绿证交易和结算。
(二)双边协商交易。买卖双方可自主协商确定绿证交易的数量和价格，并通过选定的绿证交易平台完成交易和结算。按照国家政策要求，鼓励双方签订省内、省间中长期双边交易合同，提前约定双边交易的绿证数量、价格及交割时间等
(三)集中竞价交易。按需适时组织开展，具体规则待国家另行明确。
第十八条 可交易绿证完成交易后，交易主体、数量、价格、交割时间等信息将实时同步至国家绿证核发交易系统。国家能源局电力业务资质中心将依绿证交易信息实时进行绿证划转。
对2023年1月1日(不含)前投产的存量常规水电项目上网电量对应的绿证，由国家划转至相应省级绿证专用账户。绿证分配至用户的具体方式由省级能源主管部门会同价格主管电力运行等部门确定。
第十九条 现阶段绿证仅可交易一次。绿证交易最小单位为1个，价格单位为元/个。
第二十条 绿证价格通过市场形成。绿证价格主要体现绿色电力环境价值，市场主体可根据自身需求，选择不同发电类型、补贴情况、生产日期的绿证。绿电交易中，电能量价格与绿证价格应分别明确。
第二十一条 绿证有效期2年,时间自电量生产自然月(含)起计算。
对2024年1月1日(不含)之前的可再生能源发电项目电量，对应绿证有效期延至2025 年底。
超过有效期或已声明完成绿色电力消费的绿证，国家能源局资质中心将予以核销。
第五章 规范绿电交易
第二十二条 绿色电力交易应坚持绿色优先、市场导向、安全可靠的原则，充分发挥市场作用，合理反映绿色电力的电能量价值和环境价值，做好与省内现行交易规则、交易方案的衔接，保障绿电交易价格相对平稳。
第二十三条 省内绿色电力交易由河南电力交易中心组织开展，跨省区绿色电力交易由北京电力交易中心组织开展。第二十四条绿色电力交易的组织方式主要包括双边协商、挂牌交易等。
第二十五条 绿色电力交易中，电能量价格与绿证价格应分别明确，除国家有明确规定的情况外不得对交易进行限价或指定价格。
第二十六条 绿色电力交易电能量部分与绿证部分分开结算，电能量部分按照跨省区、省内电力市场交易规则开展结算绿证部分按当月合同电量、发电企业上网电量、电力用户用电量三者取小的原则确定结算数量(以兆瓦时为单位取整数，尾差滚动到次月核算)，以绿证价格结算。
第二十七条 根据绿色电力交易合同、执行、结算等信息，按月为相关交易主体划转绿证。
第二十八条 电力交易机构应按照信息披露有关规定，及时、准确为经营主体发布绿色电力交易相关信息。
第六章 加强绿证绿电与节能降碳政策衔接
第二十九条 将绿证交易对应电量纳入节能目标评价考核范围，跨区域购入绿证交易对应电量，按绿证交易流向计入受端省辖市(含济源示范区)可再生能源消费量。受端省辖市通过绿证交易抵扣的可再生能源消费量，原则上不超过本地区完成能耗强度下降目标所需节能量的50%。
第三十条 将可再生能源电力消纳责任权重分解至重点用能单位和行业，使用绿证用于权重核算
第三十一条 加强绿证对产品碳足迹管理支撑保障，按照成熟一批、推进一批、持续完善的原则，稳步推动绿证在重点产品碳足迹核算体系中的应用。
第三十二条 倡导绿色能源消费新理念，引导形成支持发展可再生能源的社会风尚，鼓励企事业单位、公共机构和个人优先使用可再生能源，主动认购绿电绿证。
第七章 推进绿证绿电与产业协同发展
第三十二条 对于能耗强度目标完成严重滞后的省辖市(含济源示范区)，允许符合条件的新上项目购买绿证绿电进行可再生能源消费替代。
第三十三条 电解铝等高耗能企业按照其年用电量和国家下达的绿色电力消费比例核算应达到的绿色电力消费量，以持有的绿证核算完成情况。后续根据国家政策扩大至钢铁、有色建材、石化、化工等行业企业。
第三十四条 按照国家政策要求，围绕支持外向型企业发展和服务保障重大项目落地，由省发展改革委、省能源局科学测算绿证需求，统筹分配省级绿证账户
第八章 附则
第三十五条 本细则自发布之日起执行，由省发展改革委省能源局负责解释。
河南省2021年风光储＋源网荷储＋多能互补项目
河南省2020年风电、光伏项目
关于河南省拟申报2020年度光伏发电竞价上网项目的公示 20200612
- 确定符合条件申报项目96个，总规模45万千瓦；
- 公示时间从2020年6月12日至6月14日（共3日）。
河南发改委办公室关于开展2020年光伏发电竞价上网项目申报工作的通知（豫发改办新能源〔2020〕41号）20200528
- 申报项目须为利用固定建筑物屋顶及其附属场所建设的新建光伏发电项目（含申报前本年度已开工和已并网项目）
- 申报项目须提供项目备案文件、固定建筑物产权证明、租赁协议（项目业主与屋顶产权人一致的无需提供租赁协议），电网消纳意见由我委商国网河南省电力公司统一出具；
- 申报项目应当于2020年12月31日前全额建成并网，并提交相关承诺；
- 6月5日前，各地能源主管部门将本辖区符合条件的项目审核汇总后正式报送省发展改革委。
- 6月10日前，我委审核后交国网河南省电力公司统一出具消纳意见；
- 电价申报时间截止15日下午5点。
河南省报送《2020年度风电、光伏发电平价上网项目的报告》20200525
- 根据报告，经与国网河南省电力公司共同审核，
共有69个项目总规模105万千瓦符合国家申报要求。其中， - 拟新建光伏发电平价上网项目44个共38.2万千瓦；
- 存量自愿转平价上网光伏发电项目10个32.8万千瓦；
- 存量自愿转平价上网风电项目15个34万千瓦。
国网河南关于2020年申报平价风电和光伏发电项目电网消纳能力的报告（豫电发展〔2020〕220号）20200421
- 河南“十四五”期间的光伏、风电弃电率将超过消纳上限，无新增规模空间，建议新增光伏、风电项目配置储能提高调峰能力。
建议
- 第一条是优化调整存量风电、光伏发电项目，支持已纳入政府开发方案的风电项目和已建成、未取得国家建设规模的存量光伏发电项目，自愿转为平价上网项目；清理不具备继续建设条件的项目，及时调出开发方案，腾出空间。
- 第二条则是“十四五”新能源消纳能力已达到极限，建议以后新纳入政府开发方案的风电、光伏项目配置足够的储能设施提高调峰能力。
- 第三条则是随着风、广规模的持续增加，将来会挤占省内煤电发展空间、影响省外来电通道的规划建设，建议统筹研究确定河南省“十四五”电源结构转型目标。
河南省发改委关于组织开展2020年风电、光伏发电项目建设的通知（豫发改新能源〔2020〕245号）20200407
- 新能源项目建设季度通报将公布各地存量项目并网率，实行新增项目与存量项目挂钩，对存量项目并网率低的区域，暂停各类新能源增量项目；
- 平价风电：优先支持之前存量转平价，优先支持配置储能的新增平价项目；
- 平价光伏：优先支持已并网无指标项目转平价；新建平价应利用固定建筑物屋顶及其附属场所建设的项目；
- 竞价光伏： 利用固定建筑物屋顶及其附属场所建设的新建项目；
- 平价项目报送时间：4月20日前。
- 河南省发改委关于转发《国家能源局关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》的通知20190614
- 河南发改委关于报送河南省2019年度第一批风电、光伏发电平价上网项目的报告（豫发改能源〔2019〕267号）20190428
- 河南光伏平价：已并网或已取得电力接入批复的项目方能申报（豫发改能源〔2019〕255号）20190419
- 河南发改：关于2019年一季度河南省新能源项目建设进度监测情况的通报
- 河南发改委关于2019年因增值税税率调整相应降低电价的通知（豫发改价管〔2019〕212号）20190408
- 河南发改委关于2018年因增值税税率调整相应降低工商业电价的通知（豫发改价管〔2018〕470号）20180615
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