內容指出，上海市綠色電力交易的經營主體包括發電企業、電力用戶、售電企業等。其中，參與綠色電力交易的發電企業主要為滿足政策規則和本方案要求的集中式風電、集中式光伏發電、集中式生物質發電等可再生能源發電企業，符合基本條件并且完成市場注冊的分布式（或分散式）風電、分布式光伏發電等也可參與綠色電力交易。原則上以綠證核發項目單位作為參與綠色電力交易的交易單元和結算單元，根據補貼等因素分為I、II兩類綠電企業。
上海市綠色電力交易等場外溯源交易屬于中長期交易，按照“多年和年度交易為主，多月、月度和月內交易為補充”的原則開展；在符合政策規則的前提下，鼓勵相關發電企業與符合條件的電力用戶（以下簡稱“發用雙方”）簽訂批發側PPA購電協議后在相關電力交易平臺進行長周期的多年交易。同一交易周期內，綠色電力交易等場外溯源交易優先組織安排。
綠色電力交易價格根據市場供需關系形成，應明確電能量價格和綠證價格（≥0，下同），兩者之和為綠色電力交易相關綜合價格（包括申報綜合價格、成交或合約綜合價格、結算綜合價格等，下同）。在國家有明確規定或市場運行出現重大異常的情況下，可合理設定電能量價格和綠證價格的上、下限。
2024年9月起，新并網發電的I、II類綠電企業需自建或購買儲能調峰能力、或者參與本市調峰調頻市場，承擔相關調峰調頻責任。存量新能源原則上給予3年豁免期，后續適時予以調整。
鼓勵享受國家可再生能源補貼的可再生能源發電企業積極參與綠色電力交易。綠電交易結算電量占上網電量比例超過50%且不低于本市平均水平的，由電網企業核驗后可優先兌付國家可再生能源補貼；參與綠色電力交易時對應帶補貼電量產生的溢價收益、參與普通電力交易時對應帶補貼電量產生的綠證交易收益以及電能量價格高于本市燃煤發電基準價部分產生的差價收益，在國家可再生能源補貼發放時等額扣減。
公告如下：
關于印發《上海市綠色電力交易實施方案》的通知
各區發展改革委，國網上海市電力公司，上海市電力交易中心，有關發電企業、電力用戶、售電企業：
為加快建立有利于促進綠色能源生產消費的市場體系和長效機制，滿足電力用戶購買綠色電力需求，我們制定了《上海市綠色電力交易實施方案》，現印發給你們，請遵照執行。
上海市發展和改革委員會
上海市經濟和信息化委員會
國家能源局華東監管局
2024年10月15日
上海市綠色電力交易實施方案
為加快建立有利于促進綠色能源生產消費的市場體系和長效機制，推進上海綠色電力交易工作有序開展，按照《上海市促進綠色電力消費加快能源低碳轉型實施意見》（滬發改能源〔2024〕91號）要求，根據《電力中長期交易基本規則》（發改能源規〔2020〕889號）、《關于有序推進綠色電力交易有關事項的通知》（發改辦體改〔2022〕821號）、《關于享受中央政府補貼的綠色項目參與綠電交易有關事項的通知》（發改體改〔2023〕75號）和《北京電力交易中心綠色電力交易實施細則（2024年修訂稿）》以及本市相關政策規則，結合工作實際，制定本方案。
一、經營主體
上海市綠色電力交易的經營主體包括發電企業、電力用戶、售電企業等。電網企業負責收集匯總電力用戶、售電企業的省間綠色電力交易意向信息，可通過代理掛牌交易等方式提交北京電力交易中心。
（一）發電企業
本市參與綠色電力交易的發電企業主要為滿足政策規則和本方案要求的集中式風電、集中式光伏發電、集中式生物質發電等可再生能源發電企業，符合基本條件并且完成市場注冊的分布式（或分散式）風電、分布式光伏發電等也可參與綠色電力交易。具體范圍以我市綠色電力交易發電企業自愿入市名單為準，于完成市場注冊次月（自愿入市名單若有規定月份，則從其規定）注冊入市生效，自動進入電力市場成為直接參與市場交易的經營主體。原則上以綠證核發項目單位作為參與綠色電力交易的交易單元和結算單元，根據補貼等因素分為I、II兩類綠電企業。
綠色電力交易發電企業原則上必須具備參與電力直接交易資格，進入電力市場的全部上網（或落地，下同）電力電量（包括帶補貼電力電量和非補貼電力電量，下同）作為入市電力電量，不再由電網企業按照原收購價格保障收購，根據政策規則參與中長期交易和現貨交易。其中，中長期交易包括綠色電力交易（屬于場外溯源交易模式，下同）和普通電力交易（包括場外溯源交易模式和場內融合交易模式，下同）。
I類綠電企業：已建檔立卡且不享受國家可再生能源補貼的平價發電企業。補貼已到期或已滿額的發電企業、自愿放棄整個項目后續全部補貼的發電企業由電力交易機構向政府有關部門報備后于次月生效。
II類綠電企業：已建檔立卡的帶補貼發電企業或低價發電企業。包括享受國家可再生能源補貼的發電企業、通過競爭配置形成的低價發電企業，以及原保障收購電量執行國家電價政策的低價發電企業等。
（二）電力用戶
本市參與綠色電力交易的電力用戶為在電力交易平臺完成市場注冊，并具有綠色電力消費需求、愿意承擔綠色電力環境價值（以下簡稱“環境價值”）的市場用戶。批發用戶可自主參與省間和市內綠色電力交易；零售用戶原則上通過當前綁定售電企業參與省間和市內綠色電力交易。
（三）售電企業
本市參與綠色電力交易的售電企業應在上海電力交易平臺完成市場注冊（含外地推送至上海開展業務，下同），并且持續滿足注冊條件。在參與每筆綠色電力交易等場外溯源交易前，售電企業必須已與在該筆交易周期內有相關溯源消費需求的電力用戶完成零售服務綁定，所簽訂零售合同的綁定期限必須涉及全部或部分該筆交易周期；在達成該筆綠色電力交易等場外溯源交易后，售電企業在合約執行期內的每月必須根據政策規則及時完成零售側合約分配，原則上不得超出上述原綁定用戶范圍和原綁定期限（以及后續綁定期限，下同）范圍，并且必須征得并按照相關原綁定用戶同意或委托、在其同意或委托的期限和電量等范圍內進行分配；在關閉零售側合約分配后，相關用戶有異議或不符合規定的該筆分配電量全部作為無效處理，視作售電企業的未分配合約余量，售電企業必須承擔相應責任和后果以及給相關各方造成的損失。之后政策規則若有新規的從其規定。
二、交易標的
上海市綠色電力交易的交易標的為綠色電力交易發電企業的上網電量（或落地電量，下同），相關電力交易平臺具備條件后適時開展綠色電力交易合同（即合約，下同）轉讓和回購交易等，實現經營主體之間的綠色電力交易合同調整。
三、交易周期
上海市綠色電力交易等場外溯源交易屬于中長期交易，按照“多年和年度交易為主，多月、月度和月內交易為補充”的原則開展；在符合政策規則的前提下，鼓勵相關發電企業與符合條件的電力用戶（以下簡稱“發用雙方”）簽訂批發側PPA購電協議后在相關電力交易平臺進行長周期的多年交易。同一交易周期內，綠色電力交易等場外溯源交易優先組織安排。
四、交易方式
上海市綠色電力交易可分為省間綠色電力交易和市內綠色電力交易。本方案所指的省間綠色電力交易是指電力用戶、售電企業從相關市外可再生能源發電企業購買綠色電力電量（落地側，下同）的市場交易活動；市內綠色電力交易是指電力用戶、售電企業通過可溯源的電力直接交易從I、II類綠電企業購買綠色電力電量（上網側或落地側，下同）的市場交易活動。
經營主體根據政策規則和本方案，在“e-交易”軟件和上海電力交易平臺進行可溯源的綠色電力交易等場外溯源交易；相關經營主體和電力電量，必須參與中長期交易和現貨交易，并根據政策規則和本方案進行電費結算。
在批發側達成綠色電力交易等場外溯源交易后，批發側相關經營主體簽訂發電企業與批發用戶或售電企業一一對應的每筆場外溯源合約（僅指批發側，包括合約雙方、發用身份、購售角色、合約執行期、分月分時段合約電量、分月分時段電能量價格、分月綠證價格、合約雙方各自的分月綠證偏差補償價格等。下同），其中交易和結算時段按照批發側規定執行。在符合政策規則的前提下，零售用戶若通過與發電企業簽訂批發側PPA購電協議并且于合約執行期首月參與零售市場的方式、或者通過自主參與以及其他方式（含參與2021年全國綠色電力交易試點、或者與發電企業簽訂批發側PPA購電協議并且于合約執行期首月參與批發市場等情況，下同），在批發側與發電企業達成綠色電力交易等場外溯源交易；則在合約執行期涉及當前綁定期限的月份范圍內，視作該零售用戶的當前綁定售電企業與該發電企業在批發側簽訂交易結果相同且定向等量分配的該筆場外溯源合約。
在批發側達成綠色電力交易等場外溯源交易后，售電企業的每筆場外溯源合約必須根據政策規則及時完成零售側合約分配，將批發側分月分時段合約電量分配至相關綁定用戶，形成零售側分月分時段合約電量；原則上批發側分月分時段合約電量不得出現未分配合約余量。原則上在每月28日末，售電企業的當月場外溯源合約必須關閉零售側合約分配，同時鎖定零售側分時段合約電量，之后在批發側不得簽訂或調整當月場外溯源合約。在符合政策規則的前提下，零售用戶若通過與發電企業簽訂批發側PPA購電協議并且于合約執行期首月參與零售市場的方式、或者通過自主參與以及其他方式，在批發側與發電企業達成綠色電力交易等場外溯源交易；則每月的零售側合約分配視作當前綁定售電企業已征得并按照該零售用戶同意或委托并且進行定向等量分配，該零售用戶的零售側分月分時段合約電量按照批發側分月分時段合約電量確定，不涉及其他零售用戶并且不產生未分配合約余量，該零售用戶的零售側相關結算價格根據與當前綁定售電企業簽訂的零售合同等確定。
（一）省間綠色電力交易
目前情況下，省間綠色電力交易通過電力交易平臺聚合的方式開展；交易方式主要包括雙邊協商交易和集中交易（含集中競價交易、掛牌交易，下同）。
國網上海市電力公司會同上海電力交易中心，收集匯總批發用戶、售電企業在相關電力交易平臺提交的省間綠色電力交易意向或需求信息，進行確認后，提交至北京電力交易中心。北京電力交易中心根據上述意向或需求信息，結合省間通道輸送能力、送端省送出能力及本市受入能力等，通過本市和省間二次代理掛牌交易、省間單通道或多通道的綠色電力集中競價交易、省間綠色電力掛牌交易等方式有序開展省間綠色電力交易。
（二）市內綠色電力交易
目前情況下，市內綠色電力交易等市內場外溯源交易為I、II類綠電企業與電力用戶、售電企業在相關電力交易平臺通過可溯源的雙邊協商交易方式進行的電力直接交易。條件成熟后，市內綠色電力交易等市內場外溯源交易還可通過滾動撮合交易等多種可溯源的交易方式開展。
I、II類綠電企業的全部入市電力電量均可參與市內綠色電力交易；也可參與市內普通電力交易中的場外溯源交易（此時綠證價格和綠證偏差補償價格等均為0，下同），對應綠證可同時參與綠證交易。對于場外溯源交易，政府主管部門可視情況有針對性地設定偏差考核價格和考核方式、超用超發電價等，相關參數可在發布相關政府文件時予以公布，必要時還可采取中長期市場保障措施等；目前情況下，經營主體的偏差處理及考核方式等按照現行政策規則執行，其中市內I、II類綠電企業（含分布式發電主體）的超發電價（僅指電能量價格，下同）暫按本市燃煤發電基準價執行。
本市若開展分布式可再生能源交易（包括就近交易和聚合交易，均屬于市內綠色電力交易。下同），根據政策規則和相關政府文件執行，具體方式可參照本方案相關規定。分布式發電主體在提出市場注冊申請時，原則上應提交獲得國家核發當年或上年綠證的相關證明材料；售電企業若代理綁定用戶參與分布式可再生能源就近交易，相關交易電量必須定向分配并優先結算（就近交易在綠色電力交易中為單獨優先級且優先級最高，下同）至相關綁定用戶，在必要時可單獨開展穿透分配。之后政策規則若有新規的從其規定。
五、交易價格
綠色電力交易價格根據市場供需關系形成，應明確電能量價格和綠證價格（≥0，下同），兩者之和為綠色電力交易相關綜合價格（包括申報綜合價格、成交或合約綜合價格、結算綜合價格等，下同）。在國家有明確規定或市場運行出現重大異常的情況下，可合理設定電能量價格和綠證價格的上、下限。
（一）電能量價格和綠證價格
I類綠電企業、II類綠電企業中低價發電企業參與綠色電力交易的電能量價格和綠證價格原則上由合約雙方自主協商確定或根據政策規則直接確定；在國家有明確規定或市場運行出現重大異常的情況下，相關價格的上、下限可由政府主管部門根據本市燃煤發電基準價和浮動范圍等設定，經市場管理委員會征求意見并上會通報后，在發布相關政府文件時予以公布。II類綠電企業中帶補貼發電企業參與綠色電力交易時的綠證價格原則上按照綠色電力交易相關綜合價格與本市燃煤發電基準價的差值確定（若為負則視作為0，下同）。I、II類綠電企業的綠證價格收益（即發電企業的綠證價格費用，下同）原則上按照參與綠色電力交易時的綠證價格與相關綠證結算電量（即綠電交易結算電量，下同）的乘積確定；帶補貼發電企業參與綠色電力交易時，對應帶補貼電量產生的該部分收益即溢價收益。
（二）綠電企業收益分配
1．I類綠電企業
參與市場交易的電能量價格、綠證價格等以及全部入市電力電量經市場規則結算等產生的相關損益均歸發電企業。
2．II類綠電企業
帶補貼發電企業：參與綠色電力交易時，對應帶補貼電量產生的溢價收益等額沖抵國家可再生能源補貼或歸國家所有；參與普通電力交易時，對應帶補貼電量產生的綠證交易收益（若有，下同）以及電能量價格高于本市燃煤發電基準價部分產生的差價收益（原則上按照差價與相關電能結算電量或合約電量的乘積確定，下同）等額沖抵國家可再生能源補貼或歸國家所有；若有超額部分根據國家政策規則執行。除上述以外，其他參與市場交易的電能量價格、綠證價格等、以及全部入市電力電量經市場規則結算等產生的相關損益均歸發電企業。
競配低價發電企業：競爭配置價格低于本市燃煤發電基準價部分產生的差價收益（原則上按照差價與相關實際上網電量的乘積確定，下同）按一定比例統籌由電網企業專賬管理，用于保持本市工商業用戶電價穩定。本市電力現貨市場開展長周期結算試運行之前，差價收益統籌比例暫按95%執行；本市電力現貨市場開展長周期結算試運行后，差價收益統籌比例根據現貨市場運行情況另行明確。除上述以外，其他參與市場交易的電能量價格、綠證價格等、以及全部入市電力電量經市場規則結算等產生的相關損益均歸發電企業。
（三）自建或購買儲能調峰能力
2024年9月起，新并網發電的I、II類綠電企業需自建或購買儲能調峰能力、或者參與本市調峰調頻市場，承擔相關調峰調頻責任。存量新能源原則上給予3年豁免期，后續適時予以調整。
六、交易結算
綠色電力交易合同等場外溯源合約可通過電子方式簽訂，以“市場交易承諾書—市場交易公告—市場交易結果”構成電子合同三要素，電子合同與紙質合同具備同等效力。綠色電力交易合同等場外溯源合約根據政策規則和本方案優先執行、優先結算。
綠色電力交易等場外溯源交易的結算分為電能量結算和綠證結算（僅指綠色電力交易，下同），電網企業根據相關表計TMR和抄表數據經過必要的修正與擬合后，提交電力交易機構開展月度結算（電力交易機構會同電網企業還可視情況開展多月、季度、年度結算或清算，下同）。在電能量結算中，必須先將經營主體按照時段進行電能電量清分、形成精確到千瓦時的電能結算電量，之后再視情況針對經營主體每個時段的電能結算電量和相關電能量價格及偏差考核價格等進行結算（電力現貨市場結算試運行后必須根據中長期和現貨市場規則等進行電能量結算，批發用戶和售電企業的相關電能電量清分可僅用于溯源對應和綠證結算等；電力零售市場仍執行批零兩側穿透結算方式期間，必須根據原耦合穿透方式進行電能量結算。下同）；電能電量清分按照優先級從高到低的順序依次為：綠色電力交易中的場外溯源合約（其中分布式可再生能源就近交易為單獨優先級且優先級最高，下同）、普通電力交易中的場外溯源合約、普通電力交易中的場內融合合約，同一優先級內的場外溯源合約根據等比例原則進行電能電量清分。在綠證結算中，必須先將經營主體基于全月的電能結算電量按照全月進行綠證電量清分、形成精確到兆瓦時（采取去尾法取整數，在合約執行期內尾差滾動到次月核算；具體可參照北京電力交易中心相關辦法執行。下同）的綠證結算電量，之后再針對經營主體全月的綠證結算電量和相關綠證價格及綠證偏差補償價格等進行結算。為確保發用雙方和批零兩側等各類清分和結算電量在必要時耦合一致，相關電力交易平臺可視情況根據四舍五入和高比例優先調整等原則處理各類尾數或尾差。
電能量結算：發用雙方必須單方各自按照時段進行解耦清分、解耦結算。對于同一優先級內每筆場外溯源合約按照批發側規定的每個交易和結算時段，發電企業在該時段的批發側分時段電能結算電量，系將該時段的當前清分剩余分時段實際上網電量與該優先級內所有相關場外溯源合約在該時段的批發側分時段合約電量之和對比取小后，再將較小值根據該優先級內所有相關場外溯源合約在該時段的批發側分時段合約電量比例拆分確定；批發用戶（或零售用戶）在該時段的批發側（或零售側）分時段電能結算電量，系將該時段的當前清分剩余分時段實際用電量與該優先級內所有相關場外溯源合約在該時段的批發側（或零售側）分時段合約電量之和對比取小后，再將較小值根據該優先級內所有相關場外溯源合約在該時段的批發側（或零售側）分時段合約電量比例拆分確定；售電企業在該時段的批發側分時段電能結算電量，系將所有相關綁定用戶在該時段的零售側分時段電能結算電量加總確定。若售電企業當月場外溯源合約的批發側分時段合約電量在關閉零售側合約分配后仍出現未分配合約余量，則對于該筆場外溯源合約按照批發側規定的每個交易和結算時段，該售電企業當月在零售側視作特殊零售用戶，批發側分時段合約電量的未分配合約余量視作零售側分時段合約電量，分時段實際用電量和零售側分時段電能結算電量均視作為0。
綠證結算：發用雙方必須雙方相互按照全月進行耦合清分、耦合結算。對于綠色電力交易的每筆場外溯源合約，發電企業對應批發用戶（或售電企業）、批發用戶對應發電企業的批發側全月合約電量或批發側全月電能結算電量，系將所有時段的批發側分時段合約電量或批發側分時段電能結算電量加總確定；零售用戶（含售電企業當月由于出現未分配合約余量在零售側視作特殊零售用戶的情況，下同）對應發電企業的零售側全月合約電量或零售側全月電能結算電量，系將所有時段的零售側分時段合約電量或零售側分時段電能結算電量加總確定；發電企業對應零售用戶的零售側全月合約電量，系按照零售用戶對應發電企業的零售側全月合約電量確定；發電企業對應零售用戶的零售側全月電能結算電量，系將發電企業對應售電企業的批發側全月電能結算電量，根據發電企業對應零售用戶的零售側全月合約電量比例拆分確定。對于綠色電力交易的每筆場外溯源合約，發電企業與對應批發用戶（或零售用戶）的綠證價格費用必須雙方相互耦合一致，系按照發用雙方共同的綠證價格與相關綠證結算電量的乘積確定，由批發用戶（或零售用戶）向發電企業支付綠證價格費用；發用雙方共同的綠證結算電量，系將發用雙方相互對應的批發側（或零售側）全月電能結算電量對比取小后，再將較小值精確到兆瓦時確定。對于綠色電力交易的每筆場外溯源合約，發電企業與對應批發用戶（或零售用戶）的綠證偏差補償費用（以下簡稱“綠證補償費用”）必須單方各自計算確定，系按照發用雙方各自的綠證偏差補償價格與相關綠證偏差量的乘積確定，由確需承擔責任的違約方向合約對方支付綠證補償費用；發用雙方各自的綠證偏差量，系按照各自的批發側（或零售側）全月合約電量（采取去尾法精確到兆瓦時）與批發側（或零售側）全月電能結算電量（采取去尾法精確到兆瓦時）的差值確定。省間綠色電力交易的綠證補償費用，由北京電力交易中心確定結算啟動時間、結算相關價格和方式等。
未分配合約余量：若售電企業當月場外溯源合約的批發側分時段合約電量在關閉零售側合約分配后仍出現未分配合約余量，則對于該筆場外溯源合約按照批發側規定的每個交易和結算時段，該售電企業當月在零售側視作特殊零售用戶進行相關清分和結算：一是在電能量結算中必須承擔偏差考核費用，按照每個時段的未分配合約余量與相關偏差考核價格的乘積確定，偏差考核價格系按照當月該時段市內月度集中競價交易加權平均價格（僅指電能量價格，下同）與該時段合約電能量價格的差值的絕對值確定，該筆費用單獨支付并納入本市直接交易偏差考核統一賬戶（本市電力現貨市場開展連續結算試運行前）或本市電力現貨市場雙軌制不平衡資金（本市電力現貨市場開展連續結算試運行后）；二是在綠證結算中必須承擔綠證補償費用，包括向發電企業支付費用和從發電企業收取費用。
對于售電企業在綠色電力交易等場外溯源交易中超出相關綁定用戶實際用電量的超買行為等，上海電力交易中心可根據需要向政府主管部門和華東能源監管局報告，并且可視情況采取公開通報或風險警示等措施；對于在關閉零售側合約分配后仍出現未分配合約余量的售電企業、未征得或未按照相關綁定用戶同意或委托完成零售側合約分配的售電企業，售電企業必須承擔相應責任和后果以及給相關各方造成的損失。針對包括但不限于上述相關情況，上海電力交易中心在征得政府主管部門和華東能源監管局同意或授權后，可視情況采取信用評價和風險防控等其他必要措施。
上海電力交易中心會同相關電力交易機構向發電企業、電力用戶、售電企業等經營主體出具綠色電力交易結算憑證等。已建檔立卡并核發綠證的發電企業參與的綠色電力交易，對應綠證由北京電力交易中心進行核發與劃轉。
鼓勵享受國家可再生能源補貼的可再生能源發電企業積極參與綠色電力交易。綠電交易結算電量占上網電量比例超過50%且不低于本市平均水平的，由電網企業核驗后可優先兌付國家可再生能源補貼；參與綠色電力交易時對應帶補貼電量產生的溢價收益、參與普通電力交易時對應帶補貼電量產生的綠證交易收益以及電能量價格高于本市燃煤發電基準價部分產生的差價收益，在國家可再生能源補貼發放時等額扣減。
七、消費核算
經營主體在“e-交易”軟件和上海電力交易平臺設立綠色電力消費核算及標識賬戶，依托區塊鏈技術全面記錄綠色電力生產、交易、消費等各個環節信息，用于綠色電力全生命周期可信溯源。依據《北京電力交易中心綠色電力消費核算辦法》，對通過綠色電力交易、綠證交易、自發自用可再生能源電力等方式消費綠色電力、獲得環境權益進行的匯總和計算，獲取具有綠色電力消費明細數據的綠色電力消費核算清單。
綠色電力消費標識根據政策規則和綠電消費標識國際標準等，對經營主體在一定時間段內（目前情況下以年度為主，條件成熟后可調整為季度、月度）消費綠色電力的水平開展評價，核發綠色電力消費標識，相關標識可張貼至產品側，提供區塊鏈可信掃碼溯源認證。
上海電力交易中心可依據綠色電力消費核算及標識評價結果，適時開展本市區縣、產業園區、行業等綠色電力消費情況的數據匯總、統計、排名。
八、工作分工
市發展改革委會同市經濟信息化委負責本市綠色電力交易總體工作。市發展改革委發布綠色電力交易發電企業自愿入市名單，在國家有明確規定或市場運行出現重大異常的情況下設定綠電市場交易限價等參數條件，根據需要制定購買調峰能力等要求。市經濟信息化委組織相關企業積極參與綠色電力交易等場外溯源交易。各區發展改革、經濟信息管理部門負責做好屬地組織工作，原則上電力建設進度滯后、供電緊張區域，綠色電力消費以綠證交易為主。
國網上海市電力公司應深入開展綠證宣傳及推廣工作，努力營造可再生能源電力消費氛圍，鼓勵各用能單位主動承擔可再生能源電力消費社會責任。為相關經營主體提供公平的報裝、計量、抄表、收費等供電服務。在確保電網安全的前提下，合理安排運行方式，保障綠色電力交易等場外溯源交易計劃的執行。根據電力用戶、售電企業需求提供綠色電力咨詢、綠色電力需求收集、政策宣傳等服務。
上海電力交易中心會同相關電力交易機構，根據政策規則和本方案完善技術平臺功能，組織開展綠色電力交易等場外溯源交易。
經營主體根據政策規則和本方案進行綠色電力交易等場外溯源交易，簽訂和履行綠色電力交易合同等場外溯源合約，及時完成電能量費用和綠證費用（包括綠證價格費用和綠證補償費用，下同）等相關電費結算和收付。
I、II類綠電企業或項目業主應按照《關于做好可再生能源綠色電力證書全覆蓋工作 促進可再生能源電力消費的通知》（發改能源〔2023〕1044號）要求，及時建檔立卡，配合電網企業和電力交易機構提供綠證核發相關信息。
九、附則
1．本方案未盡事宜根據相關的法律法規、政策規則、政府文件等辦理。之后政策規則若有新規的從其規定。
2．本方案自印發之日起實施。后續根據國家可再生能源電力消納保障機制和本市電力中長期和現貨市場開展情況可適時調整。
