菜單
新聞中心
News center
2022-12-08
近日，北京市城市管理委員會發布了《關于印發北京市2023年電力市場化交易方案、綠色電力交易方案的通知》。 其中： 《北京市2023年電力市場化交易方案》制定了北京市2023年電力市場化直接交易工作方案，指出2023年，北京市電力市場化交易總電量規模擬安排826億千瓦時。 《北京市2023年綠色電力交易方案》規定的綠色電力交易的定義、交易的品種及方案、市場主體、交易的組織安排等。
原文如下：
關于印發北京市2023年電力市場化交易方
案、綠色電力交易方案的通知
（征求意見稿）
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：
為貫徹落實《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）、國家發展改革委《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（發改價格〔2021〕1439號）、國家發展改革辦公廳《關于組織開展電網企業代理購電工作有關事項的通知》（發改辦價格〔2021〕809號）、《關于2023年電力中長期合同簽訂履約工作的通知》等文件的有關要求，積極穩妥開展北京市2023年電力市場化交易工作，我委編制了《北京市2023年電力市場化交易方案》《北京市2023年綠色電力交易方案》。現予以印發，請遵照執行。
特此通知。
北京市2023年電力市場化交易方案
為貫徹落實國家發展改革委《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（發改價格〔2021〕1439號）、國家發展改革辦公廳《關于組織開展電網企業代理購電工作有關事項的通知》（發改辦價格〔2021〕809號）、《關于2023年電力中長期合同簽訂履約工作的通知》等文件的有關要求，持續做好北京地區電力市場化改革，充分發揮電力中長期交易壓艙石、穩定器的作用，穩妥推進北京市2023年電力市場化直接交易工作，結合我市實際，特制定本方案。
一、交易電量規模
2023年，北京市電力市場化交易總電量規模擬安排826億千瓦時，其中，直接市場交易規模260億千瓦時，電網代理購電規模566億千瓦時。
二、市場參與方式
執行大工業電價（工業電價）、一般工商業電價的電力用戶可選擇市場直接購電，10千伏及以上工商業用戶原則上直接參與市場交易，鼓勵其他工商業用戶直接從電力市場購電。
已在首都電力交易中心完成市場注冊的電力用戶可以直接或委托售電公司代理參與市場化交易，其全部電量均應通過市場交易購買。支持年用電量超過500萬千瓦時以上的用戶與發電企業開展電力直接交易。
對暫未從電力市場直接購電的用戶，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，默認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行。由國網北京市電力公司代理購電的工商業用戶，可在每季度最后15日前選擇下一季度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.發電企業
符合《華北能源監管局關于印發<京津唐電網電力中長期交易規則>的通知》（華北監能市場〔2020〕221號）有關要求，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
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，2023年北京市采用雙邊協商、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、月度等。年度交易按月申報，以雙邊協商為主，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布的交易公告執行。電網企業市場化購電方式按照國家、北京有關文件執行。
（2）用戶側合同電量轉讓交易
合同電量轉讓交易產生的合同僅限于用戶側批發市場交易結算，原則上在同批次電力直接交易前開展。北京地區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。合同電量轉讓交易價格由市場主體在北京地區220千伏落地側交易達成（不含省內輸配電價、政府性基金及附加）。
合同電量轉讓交易結算采用月清月結方式。已達成年度（有分月結果）或月度（含月內）電力直接交易結果的市場主體方可參加合同電量轉讓交易。
2.交易單元
電力用戶：將注冊用戶全部電壓等級的用電單元統一打包參與交易。
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電單元統一打包參與交易。
3.安全校核
由國網華北電力調度控制分中心會同相關電力調度機構協調開展直接交易安全校核工作。
4.交易結果發布
由北京電力交易中心、首都電力交易中心聯合發布交易結果。交易結果一經電力交易平臺發布即作為交易執行依據，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動，保障能源穩定供應。
（一）時段劃分
參照市發展改革委相關政策文件，2023年北京市電力市場化交易申報分為以下四個時段：
1.高峰時段：每日10:00-15:00、18:00-21:00；
2.平段：每日7:00-10:00、15:00-18:00、21:00-23:00；
3.低谷時段：每日23:00-次日7:00；
4.夏季尖峰時段：7-8月每日11:00-13:00、16:00-17:00。
（二）交易價格
電能量交易價格為通過電力市場直接交易形成的價格。
北京市電力市場用戶的用電價格由電能量交易價格、輸配電價格、輔助服務費用、政府性基金及附加等構成。國網北京市電力公司為保障北京市居民、農業用電價格穩定產生的新增損益（含偏差電費）、線損電量平均購電價格與當期電網企業平均購電成本相比的新增損益，按月由全體工商業用戶分攤或分享。
第三監管周期輸配電價發布前，2023年北京電網輸配電價暫按照《國家發展改革委關于核定2020-2022年省級電網輸配電價的通知》(發改價格規〔2020〕1508號)執行。送出省輸電價按有關規定執行。待新的輸配電價文件發布后，按相關規定執行。
發電企業直接報總量參與交易，交易價格執行單一報價，峰段、平段、谷段各時段電價一致。電力直接交易批發交易用戶（電力用戶、售電公司）采用分時段報量、單一報價的模式，按照峰段、平段、谷段分別報量，以總量參與交易。
執行峰谷分時電價政策的用戶，繼續執行峰谷分時電價政策；電能量交易價格作為平段電價，峰谷分時電價浮動比例暫按原目錄電價（不含政府性基金及附加）相應類別比價計算，如遇政策調整，按新文件執行。
北京電網輸配電價、華北電網輸電價格和政府性基金附加不執行峰谷分時電價。如遇電價政策調整，按照新政策執行。
五、結算方式
2023年北京地區電力市場化交易結算方式按照華北能源監管局現行政策文件執行。電網企業代理購電產生的偏差電量，按國家、北京相關政策執行。如遇政策調整，按照新政策執行。
（一）調節系數
結合北京市實際，2023年，參與直接交易的批發交易用戶（電力用戶、售電公司）調節系數U1暫定1.1，U2暫定0.9。根據市場交易情況，適時調整。
（二）偏差資金
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。具體分攤原則根據市場運行情況和偏差資金測算情況另行通知。
（三）偏差免責
偏差免責申請及辦理流程依據北京相關文件執行。
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（與綠電交易代理關系保持一致），雙方代理關系以在交易平臺簽署零售套餐作為生效依據。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、售電公司簽訂北京地區零售市場交易結算（補充）協議，分別約定綠電交易、非綠電交易零售結算套餐，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，綠電交易暫按固定服務費模式約定購售電服務價格。
2.為抵御市場風險，保障購售雙方利益，零售用戶、售電公司可自行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市場支出。
（三）偏差結算
1.鼓勵零售用戶與售電公司協商確定偏差共擔費用，售電公司零售市場偏差共擔收入減去批發市場因偏差電量多支出費用的超額收益，按照偏差共擔費用額度比例向相應零售用戶分享。分享返還后的偏差共擔收入按用戶用電量折價后納入售電公司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，售電公司暫不能代理發電企業參加交易。
（二）市場化電力用戶2023年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，按照國家有關政策文件執行。
（四）可再生能源電力消納按照《北京市發展和改革委員會 北京市城市管理委員會關于印發北京可再生能源電力消納保障工作方案（試行）的通知》（京發改〔2021〕1524號）相關要求執行。2023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為20.1%（非水20.0%），具體消納責任權重以國家能源局正式發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、管理及執行等相關規定按照《北京市電力市場履約保障憑證管理工作指引》（試行）執行。
（六）北京地區零售市場交易結算（補充）協議、北京地區2023年電力直接交易結算指引，由首都電力交易中心另行發布。
（七）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。同時，進一步提升服務質量，簡化注冊流程，優化結算、清算流程，積極開展市場成員培訓活動，強化交易信息月報制度。如市場主體存在違約行為，及時做好信用記錄，定期上報市城市管理委。
（八）各有關交易主體，在交易過程中嚴格遵守法律法規和有關規則。因違反有關規則、擾亂市場秩序等影響交易正常開展時，市城市管理委將會同華北能源監管局視情況暫停、調整和中止交易，并依法追究相關單位和市場主體的責任。
北京市2023年綠色電力交易方案
為貫徹落實碳達峰、碳中和戰略部署，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》（發改辦體改〔2022〕821號）、國家發展改革委、國家統計局、國家能源局《關于進一步做好新增可再生能源消費不納入能源消費總量控制有關工作的通知》（發改運行〔2022〕1258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，交易電力同時提供國家規定的可再生能源綠色電力證書（以下簡稱“綠證”），電力用戶可通過電力交易中心平臺購買綠色電力。初期，參與交易的綠色電力主要為風電和光伏發電，條件成熟時，可逐步擴大至符合條件的水電、生物質發電、光熱發電、地熱發電等各類可再生能源發電。
二、市場主體
參與2023年本市綠色電力交易的市場主體包括：發電企業、售電公司和電力用戶等。
參與綠電交易的發電企業初期主要為風電和光伏等平價新能源企業,并由國家可再生能源信息管理中心核發綠證。
售電公司和電力用戶（含批發用戶、零售用戶）須在交易平臺注冊生效。批發用戶直接與發電企業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。零售用戶與售電公簽訂北京地區零售市場交易結算（補充）協議，提交首都電力交易中心備案后，由售電公司代理參加綠電交易，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、自愿原則參與綠電交易。
三、交易品種及交易方式
2023年本市綠色電力交易主要包括京津唐電網綠色電力交易、跨區跨省綠色電力交易。綠色電力交易依托“e-交易”電力市場統一服務平臺（以下簡稱“e-交易”平臺）開展，交易方式以雙邊協商、集中撮合、掛牌交易等為主。
京津唐電網綠色電力交易由市場化電力用戶直接或通過售電公司與新能源發電企業(不含北京地區)購買綠色電力產品。
跨區跨省綠色電力交易由電網企業匯總本市綠色電力交易需求，跨區跨省購買綠色電力產品。根據本市市場化用戶、售電公司采購綠電需求申報信息，由國網北京市電力公司匯總后，與跨區跨省風電和光伏發電企業開展綠電市場化交易。鼓勵直接交易用戶、售電公司與跨區跨省新能源發電企業開展自主雙邊協商交易，將雙邊意向協議提交首都電力交易中心備案。
四、交易安排
（一）交易周期
交易中心根據市場主體需求及北京區外風電和光伏發電企業交易意向，以年（多年）、月（多月）等為周期常態化組織開展綠色電力交易。
（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
綠電交易價格由市場化機制形成，成交價格應包含電能量價格和綠色環境價值，以交易平臺達成的成交價格為準。用戶用電價格由綠色電力交易市場化電價、輸配電價、輔助服務費用、政府性基金及附加等構成。執行峰谷分時電價政策的用戶，交易電價作為平段電價，尖、峰、谷電價按浮動比例執行，相關要求按照北京相關政策文件執行。
五、交易組織
依據北京電力交易中心《跨區跨省電力中長期交易實施細則》（京電交市〔2022〕26號）、北京電力交易中心《綠色電力交易實施細則》組織開展交易，具體以交易中心發布的交易公告為準。
（一）京津唐電網綠色電力交易組織流程
1.需求申報
首都電力交易中心根據市場主體在“e-交易”平臺提交的交易需求申請，發布交易公告。市場主體按時間規定申報、確認電量（電力）、電價等信息，“e-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，經安全校核后發布有約束交易結果。
（二）跨區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“e-交易”平臺發布申報公告，組織北京地區直接交易電力用戶、售電公司（依據零售用戶需求）參與跨區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、售電公司跨區跨省綠電需求。
2.跨區跨省外送
北京電力交易中心根據北京地區跨區跨省綠電需求申報結果，在“e-交易”平臺上發布跨區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，以優先組織、優先調度的原則進行安全校核，經安全校核后發布交易結果。首都電力交易中心根據跨區跨省綠電交易成交結果，發布國網北京市電力公司跨區跨省匯總綠色電力交易用戶需求申報交易成交結果。
六、交易結算
京津唐電網、跨區跨省綠電交易結算分別按照《綠色電力交易實施細則》、《跨區跨省電力中長期交易實施細則》執行。
綠色電力交易優先結算，月結月清，合同偏差電量不滾動調整。按照跨區跨省綠電交易、京津唐電網綠電交易次序結算。電力用戶按照實際用電量、合同電量、發電企業上網電量三者最小值作為綠電結算電量，并以此為依據劃轉綠證。
七、綠證劃轉
由北京電力交易中心向國家可再生能源信息管理中心提供綠電交易信息和綠證劃轉情況。國家可再生能源信息管理中心按照綠電交易信息劃轉綠證，并反饋北京電力交易中心。北京電力交易中心統一將綠證分發至用戶“e-交易”平臺賬戶。
八、相關工作要求
（一）綠證是可再生能源電力消費的憑證。按照國家文件要求，“十四五”期間每年較上一年新增的可再生能源電力消費量，在能源消費總量考核時予以扣除。
（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，在綠電交易各個環節落實優先組織、優先調度、優先結算相關要求。在電網保供能力許可的范圍內，消費綠色電力比例較高的用戶，同等條件下在實施需求側管理時優先保障。
（三）鼓勵跨國公司及產業鏈企業、外向型企業、行業龍頭企業購買和使用綠電，發揮示范帶動作用。支持重點企業高比例消費綠電，打造綠色電力企業、綠色電力單位。支持城市副中心開展綠電消費，助力高質量發展。
（四）在正式交易開展前，北京電力交易中心、首都電力交易中心應組織有意向參與綠電交易的市場主體進行“e-交易”平臺操作培訓和政策宣貫。
（五）如遇國家政策調整，將另行發布執行文件。
來源：北京市城市管理委員會
違法和不良信息舉報電話: 022-23302522 舉報郵箱 :zhengxinjituan@outlook.com