12月15日，北京市城市管理委員會關于印發(fā)北京市2024年電力市場化交易方案、綠色電力交易方案的通知。根據通知，2024年，北京市電力市場化交易總電量規(guī)模擬安排840億千瓦時，其中，直接市場交易規(guī)模280億千瓦時，電網代理購電規(guī)模560億千瓦時。

參與本市綠色電力交易的市場主體包括：發(fā)電企業(yè)、售電公司和電力用戶等。

初期，參與綠色電力交易的發(fā)電企業(yè)主要為風電和光伏新能源企業(yè)，可逐步擴大至符合條件的其他新能源企業(yè)，并由綠證核發(fā)機構核發(fā)綠證。

交易周期，北京電力交易中心會同首都電力交易中心根據市場主體需求及風電、光伏發(fā)電企業(yè)交易意向，以年（多年）、月（多月）等為周期常態(tài)化組織開展綠色電力交易，適時開展月內綠色電力交易。

全文見下：

北京市城市管理委員會關于印發(fā)北京市2024年電力市場化交易方案、綠色電力交易方案的通知（京管發(fā)〔2023〕16號）

北京電力交易中心、國網華北分部、國網北京市電力公司、首都電力交易中心，各有關市場主體：

現(xiàn)將《北京市2024年電力市場化交易方案》《北京市2024年綠色電力交易方案》印發(fā)給你們，請遵照執(zhí)行。《關于印發(fā)北京市2023年電力市場化交易方案、綠色電力交易方案的通知》（京管發(fā)〔2022〕30號）自2024年1月1日起廢止。

特此通知。

北京市城市管理委員會

2023年12月13日

北京市2024年電力市場化交易方案

為貫徹落實國家發(fā)展改革委、國家能源局《關于印發(fā)<電力中長期交易基本規(guī)則>的通知》（發(fā)改能源規(guī)〔2020〕889號）、國家發(fā)展改革委《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知》（發(fā)改價格〔2021〕1439號）等文件要求，持續(xù)做好北京地區(qū)電力市場化改革，充分發(fā)揮電力中長期交易壓艙石、穩(wěn)定器的作用，穩(wěn)妥推進北京市2024年電力市場化直接交易工作，結合北京市實際，特制定本方案。

一、交易電量規(guī)模

2024年，北京市電力市場化交易總電量規(guī)模擬安排840億千瓦時，其中，直接市場交易規(guī)模280億千瓦時，電網代理購電規(guī)模560億千瓦時。

二、市場參與方式

（一）直接參與市場交易

執(zhí)行工商業(yè)電價的電力用戶可選擇直接參與市場交易（直接向發(fā)電企業(yè)和售電公司購電，下同），其中，10千伏及以上的工商業(yè)用戶原則上要直接參與市場交易；逐步縮小電網代理購電用戶范圍，鼓勵其他工商業(yè)用戶直接參與市場交易。

選擇直接參與市場交易的電力用戶，應在首都電力交易中心完成市場注冊，其全部電量均應通過直接參與市場交易購買。鼓勵年用電量超過500萬千瓦時的用戶與發(fā)電企業(yè)開展電力直接交易。

（二）電網代理購電

對暫未直接參與市場交易的用戶，由國網北京市電力公司代理購電；已直接參與市場交易又退出的電力用戶，以用戶編號為單位，由國網北京市電力公司代理購電，其用電價格按照國家有關政策文件執(zhí)行。

由國網北京市電力公司代理購電的工商業(yè)用戶，可在每偶數月15日前，在首都電力交易平臺完成注冊，選擇自下月起直接參與市場交易，國網北京市電力公司代理購電相應終止。首都電力交易中心應將上述變更信息于2日內告知國網北京市電力公司。

三、交易組織安排

北京市電力市場化交易工作由北京電力交易中心、首都電力交易中心共同組織開展。

（一）交易成員

1.發(fā)電企業(yè)

符合華北能源監(jiān)管局《關于印發(fā)<京津唐電網電力中長期交易規(guī)則>的通知》（華北監(jiān)能市場〔2020〕221號）有關要求的發(fā)電企業(yè)，具體以電力交易中心公告為準。

2.售電公司

在首都電力交易平臺注冊生效的售電公司。

3.直接參與市場交易的電力用戶

在首都電力交易平臺注冊生效的電力用戶。

4.國網北京市電力公司及其代理的電力用戶。

（二）交易組織具體方式

1.交易方式

（1）為貫徹落實國家電力市場化改革工作部署，2024年北京市采用雙邊協(xié)商、集中交易等方式開展分時段電力中長期交易。交易周期包含年度、月度、月內等。年度交易按月申報，以雙邊協(xié)商為主，月度、月內交易以集中競價為主。具體內容按照電力交易中心發(fā)布的交易公告執(zhí)行。電網企業(yè)代理購電交易方式按照國家、北京市有關文件規(guī)定執(zhí)行。

（2）合同電量轉讓交易產生的合同僅限于用戶側批發(fā)市場交易結算，北京地區(qū)電力市場用戶的用電價格中，電能量交易價格成分不包含合同電量轉讓交易價格。合同電量轉讓交易結算采用月清月結方式。

2.交易單元

電力用戶：將同一注冊用戶全部電壓等級的用電單元統(tǒng)一打包參與交易。

售電公司：將所代理用戶全部電壓等級的用電單元統(tǒng)一打包參與交易。

國網北京市電力公司：將所代理用戶全部電壓等級的用戶編號統(tǒng)一打包參與交易。

3.安全校核

由國網華北分部電力調度控制中心會同相關電力調度機構協(xié)調開展直接交易安全校核工作。

4.交易結果發(fā)布

由北京電力交易中心、首都電力交易中心發(fā)布交易結果。交易結果一經電力交易平臺發(fā)布即作為交易執(zhí)行依據，交易各方不再簽訂紙質合同。

四、直接交易價格

燃煤發(fā)電市場交易價格在“基準價+上下浮動”范圍內形成，基準價適用落地省基準價水平，浮動范圍原則上均不超過20%。高耗能企業(yè)市場交易電價不受上浮20%限制。鼓勵購售雙方在中長期合同中設立交易電價隨燃料成本變化合理浮動條款，實行交易價格與煤炭價格掛鉤聯(lián)動，保障能源穩(wěn)定供應。

（一）時段劃分

2024年北京市電力市場化交易分為以下五個時段：

1.高峰時段：每日10:00-13:00；17:00-22:00；

2.平段：每日7:00-10:00；13:00-17:00；22:00-23:00；

3.低谷時段：每日23:00-次日7:00；

4.夏季尖峰時段：7月-8月每日11：00-13:00、16:00-17:00；

5.冬季尖峰時段：1月、12月每日18:00-21:00。

（二）交易價格

北京市電力市場用戶的用電價格由上網電價、上網環(huán)節(jié)線損費用、輸配電價、系統(tǒng)運行費用、政府性基金及附加構成。其中：

上網電價由市場化交易形成。上網環(huán)節(jié)線損費用、系統(tǒng)運行費用由電網企業(yè)按照國家及北京市要求核算并公示，按月由全體工商業(yè)用戶分攤或分享。

輸配電價分為區(qū)域電網輸配電價和北京電網輸配電價。區(qū)域電網輸配電價按照國家發(fā)展改革委《關于第三監(jiān)管周期區(qū)域電網輸電價格及有關事項的通知》（發(fā)改價格〔2023〕532號）執(zhí)行。北京電網輸配電價按照國家發(fā)展改革委《關于第三監(jiān)管周期省級電網輸配電價及有關事項的通知》（發(fā)改價格〔2023〕526號）、市發(fā)展改革委《關于北京電網第三監(jiān)管周期輸配電價等有關事項的通知》（京發(fā)改〔2023〕637號）執(zhí)行。

（三）分時電價

發(fā)電企業(yè)直接報總量參與交易，交易價格執(zhí)行單一報價，尖峰、峰段、平段、谷段各時段電價一致。電力直接交易批發(fā)交易用戶（電力用戶、售電公司）采用分時段報量、單一報價的模式，按照尖峰、峰段、平段、谷段分別報量，以總量參與交易。

執(zhí)行峰谷分時電價政策的用戶，繼續(xù)執(zhí)行峰谷分時電價政策。具體按照市發(fā)展改革委《關于進一步完善本市分時電價機制等有關事項的通知》（京發(fā)改規(guī)〔2023〕11號）執(zhí)行。如遇政策調整，按新文件規(guī)定執(zhí)行。

市場化交易形成的上網電價（含區(qū)域電網度電輸電費用及網損折價）作為平段價格，以此為基準參與峰谷浮動。上網環(huán)節(jié)線損費用、北京電網輸配電價、系統(tǒng)運行費用和政府性基金及附加不執(zhí)行峰谷分時電價。如遇電價政策調整，按照新政策執(zhí)行。

五、結算方式

2024年北京地區(qū)電力市場化交易結算方式按照華北能源監(jiān)管局現(xiàn)行政策文件執(zhí)行。電網企業(yè)代理購電產生的偏差電量，按國家、北京市相關文件規(guī)定執(zhí)行。如遇政策調整，按照新政策執(zhí)行。

（一）偏差結算

批發(fā)交易用戶（電力用戶、售電公司）實際用電量與各類交易合同（購售合同）總電量的差值部分為偏差電量，偏差電量與各類交易合同（購售合同）總電量的比值為偏差率，即為K。U1、U2為調節(jié)系數。

2024年偏差結算按照階梯方式執(zhí)行，具體如下：

當K∈[-5%,5%]時,U1=1,U2=1;

當K∈[-15%,-5%）∪（5%,15%]時,U1=1.1,U2=0.9;

當K∈[-40%,-15%）∪（15%,40%]時,U1=1.15,U2=0.85;

當K∈[-100%,-40%）∪（40%,+∞）時,U1=1.2,U2=0.8。

后期根據北京市場運行情況，適時調整調節(jié)系數并向市場主體發(fā)布。電網企業(yè)代理購電產生的偏差電量，暫不執(zhí)行偏差結算。

（二）偏差資金

2024年，電力用戶、售電公司因合同偏差電量結算引起的偏差資金，原則上在北京地區(qū)用戶側市場主體（電力直接交易用戶、售電公司）分攤。具體分攤原則如下：

1.資金分攤原則

綜合考慮偏差電量、偏差率兩個維度，按照“誰產生誰分攤、鼓勵控制偏差”的原則對偏差結算差額資金進行分攤。各月偏差結算差額資金總額及各市場主體分攤金額按照當月結算數據計算、按月結算。

2.具體計算方法

（1）偏差結算差額資金總額

偏差結算差額資金總額指當月批發(fā)交易用戶支出的電能量合同及偏差結算費用總和與北京電網向華北電網支付的直接交易電能量合同及偏差結算費用總和之差。

各月偏差結算差額資金總額的計算方式為：

M=M電網-M用戶；

M為當月偏差結算差額資金總額；

M電網為北京電網向華北電網支付的直接交易電能量合同及偏差結算費用總和；

M用戶為當月批發(fā)交易用戶支出的電能量合同及偏差結算費用總和。

（2）分攤基數

按照資金分攤原則，根據市場主體的偏差電量和偏差率設定偏差結算差額資金分攤基數，作為各市場主體分攤資金數量的計算條件，計算方法為：

當月差額資金總額為正時，F(xiàn)i=Qi×（1-Xi）2；

當月差額資金總額為負時，F(xiàn)i=Qi×Xi2；

Fi為第i個批發(fā)交易用戶當月的偏差結算差額資金分攤基數；

Qi為第i個批發(fā)交易用戶當月的偏差電量絕對值；

Xi為第i個批發(fā)交易用戶當月的偏差率絕對值，即第i個批發(fā)交易用戶當月的偏差電量與合同電量之比的絕對值，合同電量包括年度分月、月度、合同電量轉讓及綠色電力等各類批發(fā)市場合同的電量之和，Xi大于等于1及合同電量為0時，Xi取當月其他偏差率小于1的批發(fā)交易用戶偏差率的最大值。

（3）分攤資金

各市場主體分攤的偏差結算差額資金等于當月分攤的偏差結算差額資金總額乘以其分攤基數占全部市場主體分攤基數之和的比例，計算方法為：

Mi=M×Fi/F；

Mi為第i個批發(fā)交易用戶當月分攤的偏差結算差額資金；

M為當月分攤的偏差結算差額資金總額；

F為全部批發(fā)交易用戶當月的偏差結算差額資金分攤基數之和。

后續(xù)根據市場運行情況，適時調整計算方法。

（三）偏差免責

偏差免責申請及辦理流程依據市城市管理委《關于北京市電力中長期交易偏差電量免責有關工作的通知》（京管發(fā)〔2023〕2號）執(zhí)行。如遇政策調整，按照新政策執(zhí)行。

六、零售交易

（一）零售代理

零售用戶與售電公司綁定代理關系、簽訂零售套餐，且電量均需通過該售電公司代理（與綠色電力交易代理關系保持一致），雙方代理關系以在電力交易平臺上生效的零售套餐為依據。零售用戶變更代理關系最小周期為月。

（二）零售套餐

1.零售用戶、售電公司簽訂市場化購售電合同結算確認協(xié)議，分別約定綠色電力交易、非綠色電力交易零售結算套餐，可采用固定服務費、價差比例分成、固定服務費+價差比例分成模式約定購售電服務價格，綠色電力交易暫按固定服務費模式約定購售電服務價格，適時增加其他模式零售結算套餐。

2.為抵御市場風險，保障購售雙方利益，鼓勵零售用戶、售電公司約定購售電服務價格上下限。

3.售電公司依據零售用戶實際用電量結算購售電服務費，以平段電價方式計算零售收入，售電公司售電收益為售電公司零售市場收入減去批發(fā)市場支出。

（三）偏差結算

1.售電公司與零售用戶可協(xié)商確定偏差共擔比例。零售用戶偏差共擔費用總額不超過售電公司批發(fā)市場偏差電量多支出的購電費用。零售用戶的偏差共擔費用，按用戶偏差電量絕對值折價后納入購售電服務價格上下限計算。

2.零售用戶、售電公司每月可協(xié)商調整零售合同電量、結算關鍵參數。

七、相關工作要求

（一）電力用戶在同一合同周期內僅可與一家售電公司確立零售服務關系。售電公司不能代理發(fā)電企業(yè)參加交易。

（二）市場化電力用戶2024年度中長期合同簽約電量應高于上一年度用電量的80%，鼓勵市場主體簽訂一年期以上的電力中長期合同。

（三）參與北京市電力市場化交易的高耗能企業(yè)，按照國家有關政策文件執(zhí)行。

（四）可再生能源電力消納按照市發(fā)展改革委、市城市管理委《關于印發(fā)北京可再生能源電力消納保障工作方案（試行）的通知》（京發(fā)改〔2021〕1524號）相關要求執(zhí)行。2024年，北京市承擔消納責任的市場主體年度最低消納責任權重預期性指標暫定為21.7%（非水21.7%），具體消納責任權重以國家能源局正式發(fā)布的約束性指標為準。鼓勵承擔消納責任的市場主體通過綠色電力交易、綠證交易等方式完成責任權重。

（五）完成市場注冊的售電公司，在規(guī)定時間內提交符合要求的履約保函或履約保險后，方可參與市場交易。履約保函或履約保險的開具、管理及執(zhí)行等按照《北京市電力市場履約保障憑證管理工作指引（試行）》執(zhí)行。

（六）市場化購售電合同結算確認協(xié)議、北京地區(qū)2024年市場化直接交易結算指引，由首都電力交易中心另行發(fā)布。

（七）按照國家有關要求，嚴禁在收取電費中加收其他費用。物業(yè)公共部位、共用設施和配套設施的運行維護費用等，應通過物業(yè)費、租金或公共收益解決，嚴禁以電費為基數加收服務類費用。

（八）北京電力交易中心、首都電力交易中心共同做好北京市電力市場交易組織工作，進一步提升服務質量，優(yōu)化結算、清算等工作流程，積極開展市場成員培訓活動，強化交易信息月報制度，并按照相關規(guī)則及時向社會以及市場主體做好信息披露。如市場主體存在違約行為，及時做好記錄，定期上報市城市管理委。

（九）各有關交易主體，在交易過程中嚴格遵守法律法規(guī)和有關規(guī)則。因違反有關規(guī)則、擾亂市場秩序等影響交易正常開展的，依法追究相關單位和市場主體的責任。

北京市2024年綠色電力交易方案

為貫徹落實碳達峰、碳中和戰(zhàn)略部署，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，推進本市綠色電力交易工作有序開展，按照國家發(fā)展改革委辦公廳、國家能源局綜合司《關于有序推進綠色電力交易有關事項的通知》（發(fā)改辦體改〔2022〕821號）、國家發(fā)展改革委、財政部、國家能源局《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(fā)改能源〔2023〕1044號）、國家發(fā)展改革委、財政部、國家能源局《關于享受中央政府補貼的綠電項目參與綠電交易有關事項的通知》（發(fā)改體改〔2023〕75號）、華北能源監(jiān)管局《關于完善綠電交易機制推動京津唐電網平價新能源項目入市的通知》（華北能監(jiān)市場〔2023〕46號）等文件要求，特制定本方案。

一、綠色電力交易定義

綠色電力交易是以綠色電力產品為標的物的電力中長期交易，交易電力同時提供國家規(guī)定的可再生能源綠色電力證書（以下簡稱綠證），電力用戶可通過綠色電力交易平臺（以下簡稱交易平臺）購買綠色電力。

二、市場主體

參與本市綠色電力交易的市場主體包括：發(fā)電企業(yè)、售電公司和電力用戶等。

初期，參與綠色電力交易的發(fā)電企業(yè)主要為風電和光伏新能源企業(yè)，可逐步擴大至符合條件的其他新能源企業(yè)，并由綠證核發(fā)機構核發(fā)綠證。

售電公司和電力用戶（含批發(fā)用戶、零售用戶）須在交易平臺注冊生效。批發(fā)用戶直接與發(fā)電企業(yè)進行交易購買綠色電力產品，零售用戶通過售電公司代理購買綠色電力產品。零售用戶與售電公司簽訂市場化購售電合同結算確認協(xié)議，提交首都電力交易中心后，由售電公司代理參加綠色電力交易，并與售電公司保持其他市場電量代理關系不變。

相關市場主體根據自身實際需求，在充分知悉綠色電力市場交易風險前提下，秉承真實、自愿原則參與綠色電力交易。

三、交易方式

2024年本市綠色電力交易主要包括京津唐電網綠色電力交易和跨區(qū)跨省綠色電力交易。綠色電力交易依托交易平臺開展，京津唐電網綠色電力交易方式為雙邊協(xié)商、集中競價，雙邊協(xié)商優(yōu)先；跨區(qū)跨省綠色電力交易方式為集中競價。

鼓勵批發(fā)用戶、售電公司采取雙邊協(xié)商交易方式，與發(fā)電企業(yè)開展綠色電力交易，并按照交易組織程序執(zhí)行。

四、交易安排

（一）交易周期

北京電力交易中心會同首都電力交易中心根據市場主體需求及風電、光伏發(fā)電企業(yè)交易意向，以年（多年）、月（多月）等為周期常態(tài)化組織開展綠色電力交易，適時開展月內綠色電力交易。

（二）交易申報

市場主體采用分時段報量、單一報價的模式，以各時段總量參與交易。市場主體申報的分月電量不得超過其月度實際最大可用電能力。

（三）交易價格

綠色電力交易價格由市場化機制形成，應充分體現(xiàn)電能量價格和綠色電力環(huán)境價值。用戶用電價格由綠色電力交易價格、上網環(huán)節(jié)線損費用、輸配電價、系統(tǒng)運行費用、政府性基金及附加構成。綠色電力環(huán)境價值可參考國網經營區(qū)平價綠證市場上一結算周期（自然月）的平均價格。上網環(huán)節(jié)線損費用按照電能量價格依據有關政策規(guī)則執(zhí)行，輸配電價、系統(tǒng)運行費用、政府性基金及附加按照國家及北京有關規(guī)定執(zhí)行。執(zhí)行峰谷分時電價政策的用戶，繼續(xù)執(zhí)行峰谷分時電價政策。原則上，綠色電力環(huán)境價值不納入峰谷分時電價機制以及力調電費等計算，具體按照國家及北京市有關政策規(guī)定執(zhí)行。售電公司可根據零售合同約定收取相應費用。

五、交易組織

依據北京電力交易中心關于綠色電力交易的有關政策組織開展交易。

（一）京津唐電網綠色電力交易組織流程

1.需求申報

北京電力交易中心會同首都電力交易中心在交易平臺發(fā)布交易公告。市場主體按時間規(guī)定申報、確認電量（電力）、電價等信息，交易平臺出清形成無約束交易結果。

2.安全校核

北京電力交易中心將無約束交易結果提交相關調度機構安全校核，經安全校核后發(fā)布有約束交易結果。

（二）跨區(qū)跨省綠色電力交易組織流程

1.需求申報

首都電力交易中心在交易平臺發(fā)布申報公告，組織北京地區(qū)直接交易電力用戶、售電公司（依據零售用戶需求）參與跨區(qū)跨省綠色電力交易電量、電價需求申報，國網北京市電力公司會同首都電力交易中心匯總電力用戶、售電公司跨區(qū)跨省綠色電力產品需求。

2.跨區(qū)跨省外送

北京電力交易中心根據北京地區(qū)跨區(qū)跨省綠色電力需求申報結果，在交易平臺上發(fā)布跨區(qū)跨省綠色電力外送交易公告和承諾書，通過市場化方式形成交易電量和價格，并發(fā)布預成交結果。

3.交易校核

北京電力交易中心將預成交結果提交相關調度機構，以優(yōu)先組織、優(yōu)先調度的原則進行安全校核，經安全校核后發(fā)布交易結果。北京電力交易中心會同首都電力交易中心根據跨區(qū)跨省綠色電力交易成交結果，分解形成北京市批發(fā)用戶、售電公司成交結果。

六、交易結算

綠色電力交易優(yōu)先結算，月結月清，合同偏差電量不滾動調整。市場主體應分別明確電能量價格與綠色電力環(huán)境價值。其中，電能量價格結算方式按照華北能源監(jiān)管局現(xiàn)行政策文件執(zhí)行，調節(jié)系數參照《北京市2024年電力市場化交易方案》執(zhí)行；綠色電力環(huán)境價值按當月合同電量、發(fā)電企業(yè)上網電量、電力用戶用電量三者取小的原則確定結算電量（以兆瓦時為單位取整數，尾差不累計）。綠色電力環(huán)境價值偏差電量按照合同明確的綠色電力環(huán)境價值偏差補償條款執(zhí)行。

七、綠證劃轉

綠證核發(fā)機構按照相關規(guī)定為新能源發(fā)電企業(yè)核發(fā)綠證，并將有關信息推送至北京電力交易中心，綠證信息計入交易平臺發(fā)電企業(yè)的綠色電力賬戶；北京電力交易中心依據綠色電力交易結算結果等信息，經發(fā)用雙方確認后，在交易平臺將綠證由發(fā)電企業(yè)劃轉至電力用戶。

八、相關工作要求

（一）綠證是我國可再生能源電量環(huán)境屬性的唯一證明，是認定可再生能源電力生產、消費的唯一憑證。

（二）鼓勵電力用戶積極參與綠色電力交易，提高可再生能源消費占比，在綠色電力交易各個環(huán)節(jié)落實優(yōu)先組織、優(yōu)先調度、優(yōu)先結算相關要求。

（三）鼓勵跨國公司及其產業(yè)鏈企業(yè)、外向型企業(yè)、行業(yè)龍頭企業(yè)購買綠證、使用綠色電力產品，發(fā)揮示范帶動作用。支持外商投資企業(yè)參與綠證交易和綠色電力交易。推動中央企業(yè)、地方國有企業(yè)、機關和事業(yè)單位發(fā)揮先行帶頭作用，穩(wěn)步提升綠色電力產品消費比例。強化高耗能企業(yè)綠色電力消費責任，按要求提升綠色電力消費水平。支持重點企業(yè)、園區(qū)等高比例消費綠色電力，打造綠色電力企業(yè)、綠色電力園區(qū)、綠色電力單位。支持城市副中心開展綠色電力、綠證交易，助力高質量發(fā)展。

（四）交易公告發(fā)布前，應報送市城市管理委。北京電力交易中心、首都電力交易中心應及時組織有意向參與綠色電力交易的市場主體進行交易平臺操作培訓和政策宣貫。

（五）如遇政策調整，將另行發(fā)布執(zhí)行文件。