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。2025年，北京市承擔消納責任的經(jīng)營主體年度最低消納責任權重預期性指標暫定為26.36%（非水25.14%），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經(jīng)營主體通過綠色電力交易、綠證交易等方式完成責任權重。

《北京市2025年綠色電力交易方案》明確：2025年本市綠色電力交易主要包括本市售電公司、電力用戶參與京津唐電網(wǎng)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(wǎng)綠色電力交易方式為雙邊協(xié)商、集中競價；在參與跨區(qū)跨省綠色電力交易時，鼓勵發(fā)用雙方簽訂多年期綠色電力購買協(xié)議。

北京電力交易中心會同首都電力交易中心根據(jù)經(jīng)營主體需求及風電、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。

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(wǎng)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2025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

2025年，北京市電力市場化交易總電量規(guī)模擬安排910億千瓦時，其中，直接市場交易規(guī)模300億千瓦時，電網(wǎng)代理購電規(guī)模610億千瓦時。

二、市場參與方式

（一）直接參與市場交易

執(zhí)行工商業(yè)電價的電力用戶原則上全部直接參與市場交易（直接向發(fā)電企業(yè)和售電公司購電，下同）。

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，電力用戶可以供用電合同上的單位名稱申請入市，也可以繳費人的單位名稱申請入市（需獲得供用電合同上的單位授權，視同供用電合同上的單位入市）。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(wǎng)代理購電

對暫未直接參與市場交易的電力用戶，由國網(wǎng)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(wǎng)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(wǎng)北京市電力公司代理購電的工商業(yè)用戶，可在每月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(wǎng)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(wǎng)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）市場成員

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(wǎng)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.電力用戶

在首都電力交易平臺注冊生效的電力用戶分為批發(fā)用戶和零售用戶，并按照注冊類型，分別參與批發(fā)市場和零售市場。

4.電力市場運營機構

包括北京電力交易中心市場交易二部、首都電力交易中心；華北電力調度控制中心、北京電力調度控制中心。

（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，2025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(wǎng)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(chǎn)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(wǎng)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(wǎng)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(jīng)電力交易平臺發(fā)布即作為交易執(zhí)行依據(jù)，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%。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

2025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

批發(fā)用戶的用電價格由上網(wǎng)電價、上網(wǎng)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；零售用戶的用電價格由零售合同電能量價格、上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用、輸配電價、系統(tǒng)運行費用、政府性基金及附加等構成。其中：

上網(wǎng)電價由市場化交易形成，零售合同電能量價格由售電公司與零售用戶簽訂零售套餐約定。上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用、系統(tǒng)運行費用由電網(wǎng)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。

輸配電價包括區(qū)域電網(wǎng)輸配電價和北京電網(wǎng)輸配電價。區(qū)域電網(wǎng)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(wǎng)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(wǎng)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(wǎng)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(wǎng)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。批發(fā)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。如遇電價政策調整，按新政策執(zhí)行。

批發(fā)用戶通過市場化交易形成的上網(wǎng)電價（含區(qū)域電網(wǎng)度電輸電費用及網(wǎng)損折價）作為平段價格，以此為基準參與峰谷浮動；零售用戶按照零售合同電能量價格作為平段價格，以此為基準參與峰谷浮動。上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用、北京電網(wǎng)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

2025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(wǎng)企業(yè)代理購電產(chǎn)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)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K。U1、U2為調節(jié)系數(shù)。

2025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(jù)北京市場運行情況，適時調整調節(jié)系數(shù)并向經(jīng)營主體發(fā)布。電網(wǎng)企業(yè)代理購電產(chǎn)生的偏差電量，按照京津唐電網(wǎng)月度競價出清價格結算。

（二）偏差資金

2025年，批發(fā)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)批發(fā)用戶、售電公司范圍內分攤。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(chǎn)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經(jīng)營主體分攤金額按照當月結算數(shù)據(jù)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)用戶、售電公司支出的電能量合同費用及偏差結算費用總和與北京電網(wǎng)向華北電網(wǎng)支付的直接交易電能量合同費用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用戶-M電網(wǎng)；

M為當月偏差結算差額資金總額；

M用戶為當月批發(fā)用戶、售電公司支出的電能量合同費用及偏差結算費用總和；

M電網(wǎng)為北京電網(wǎng)向華北電網(wǎng)支付的直接交易電能量合同費用及偏差結算費用總和。

（2）分攤基數(shù)

按照資金分攤原則，根據(jù)經(jīng)營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(shù)，作為各經(jīng)營主體分攤資金數(shù)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(shù)；

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

各經(jīng)營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(shù)占全部經(jīng)營主體分攤基數(shù)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(shù)之和。

后續(xù)根據(jù)市場運行情況，適時調整計算方法。

當經(jīng)營主體發(fā)生電費追退補時，不再對歷史差額資金進行還原和分配，納入追補月份差額資金總額進行統(tǒng)一分配。

（三）偏差免責

偏差免責申請及辦理流程依據(jù)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

1.零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(jù)。零售用戶變更代理關系最小周期為月。

2.合同期內如遇國家出臺電價優(yōu)惠政策，將特定行業(yè)納入執(zhí)行居民價格的非居民用戶管理時，符合條件的零售用戶可選擇退市，不執(zhí)行無理由退市懲罰電價，相應產(chǎn)生的偏差電量納入偏差免責范圍。

（二）零售價格

1.零售合同的電能量價格在“北京燃煤基準價±20%”范圍內形成，零售用戶與售電公司結算的電能量價格不包含煤電容量電價。

2.合同期內如遇國家電價政策調整影響零售交易時，售電公司和零售用戶應通過簽訂補充協(xié)議或在合同中增加約束條款等形式落實國家要求。

（三）零售套餐

1.零售用戶、售電公司簽訂零售市場購售電合同，分別約定綠色電力交易、非綠色電力交易零售套餐，可采用固定價格模式、聯(lián)動價格模式、比例分成模式來約定零售合同價格，適時增加其他模式零售結算套餐。

2.綠電零售套餐應分別明確電能量價格和綠色電力環(huán)境價值。零售用戶的綠色電力環(huán)境價值按對應綠電批發(fā)合同中綠色電力環(huán)境價值結算。雙方根據(jù)需要可約定綠色電力環(huán)境價值補償條款。

3.為抵御市場風險，保障購售雙方利益，鼓勵零售用戶、售電公司約定零售價格上下限。

4.售電公司依據(jù)零售用戶實際用電量結算零售收入，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，售電收益包含售電服務收益，售電服務費不再單列。

（四）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零售合同的電能量價格計算。

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(shù)。

七、信息披露

（一）鼓勵售電公司在電力交易平臺發(fā)布可簽約標準套餐及可簽約電量，每家售電公司發(fā)布的套餐不少于1種。

（二）售電公司、電力用戶在參與市場交易前，應按照信息披露基本規(guī)則要求完成信息披露。首都電力交易中心向市城市管理委報送披露情況。

（三）按照信息披露基本規(guī)則，首都電力交易中心按月披露市場結算總體情況及分類構成情況、零售市場結算均價分布情況等，便于零售用戶查詢使用。

（四）市場交易清分結果向經(jīng)營主體公示時，如因公示期為節(jié)假日致使經(jīng)營主體未及時確認，差錯電量電費通過追退追補方式訂正。

八、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（含售電公司、電網(wǎng)代理購電）2025年度中長期合同簽約電量應不低于上一年度用電量的80%，并通過后續(xù)合同簽訂，保障電力中長期合同簽約電量比例不低于90%。鼓勵經(jīng)營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。2025年，北京市承擔消納責任的經(jīng)營主體年度最低消納責任權重預期性指標暫定為26.36%（非水25.14%），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經(jīng)營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）北京市電力零售市場購售電合同（2025年示范文本）、北京市市場化直接交易結算指引（2025年）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(shù)加收服務類費用。

（八）電力用戶因計量裝置故障等原因產(chǎn)生電量差錯，發(fā)生于當年賬期的電量，按照交易合同、零售套餐等參數(shù)計算相關經(jīng)營主體退補電費，涉及偏差共擔費用調整的，在發(fā)生退補的經(jīng)營主體間進行清算。發(fā)生于歷年賬期的電量，按照電力用戶對應月份交易電能量結算價格計算，售電公司相關費用不再追溯。

（九）建立零售套餐風險預警機制，首都電力交易中心應做好市場監(jiān)測，當電力零售套餐價格超過市場平均預期水平時，對相關經(jīng)營主體進行風險提示，并及時上報市城市管理委。

（十）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)則及時向社會以及經(jīng)營主體做好信息披露。如經(jīng)營主體存在違約行為，及時做好記錄，定期上報市城市管理委。

（十一）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。不得串通報價、哄抬價格、擾亂市場秩序，不能濫用市場支配地位操縱市場價格，擁有售電公司的發(fā)電企業(yè)，不得利用“發(fā)售一體”優(yōu)勢直接或變相以降低所屬售電公司購電成本的方式搶占市場份額，不得對民營售電公司等各類售電主體和電力大用戶進行區(qū)別對待。有多個發(fā)電廠組成的發(fā)電企業(yè)進行電能量交易，不得集中報價。發(fā)電側、售電側相關經(jīng)營主體之間不得通過線上、線下等方式在中長期雙邊協(xié)商交易外統(tǒng)一約定交易價格、電量等申報要素實現(xiàn)特定交易。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經(jīng)營主體的責任。

（十二）北京市2025年電力市場化交易按照本方案執(zhí)行，如遇政策調整，由市城市管理委另行發(fā)布。