北京市2023年电力市场化交易方案、绿色电力交易方案

———北京市2023年电力市场化交易方案为贯彻落实国家发展改革委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）、国家发展改革办公厅《关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》（发改办价格〔2021〕809号）、《关于2023年电力中长期合同签订履约工作的通知》等文件的有关要求，持续做好北京地区电力市场化改革，充分发挥电力中长期交易压舱石、稳定器的作用，稳妥推进一、交易电量规模2023年，北京市电力市场化交易总电量规模拟安排826亿千瓦时，其中，直接市场交易规模260亿千瓦时，电网代理购电规模566亿千瓦时。二、市场参与方式执行大工业电价（工业电价）、一般工商业电价的电力用户可选择市场直接购电，10千伏及以上工商业用户原则上直接参与市场交易，鼓励其他工商业用户直接从电力市场购电。已在首都电力交易中心完成市场注册的电力用户可以直接或委托售电公司代理参与市场化交易，其全部电量均应通过市场交易购买。支持年用电量超过500万千瓦时以上的用户与发电企业开展电力直接交易。对暂未从电力市场直接购电的用户，由国网北京市电力公司代理购电；已直接参与市场交易又退出的电力用户，默认由国网北京市电力公司代理购电，其用电价格按照国家有关政策文件执行。由国网北京市电力公司代理购电的工商业用户，可在每季度最后15日前选择下一季度起直接参与市场交易，国网北京市电力公司代理购电相应终止。首都电力交易中心应将上述变更信息于2日内告知国网北京市电力公司。三、交易组织安排北京市电力市场化交易工作由北京电力交易中心、首都电力交易中心共同组织开展。（一）交易成员1.发电企业符合《华北能源监管局关于印发<京津唐电网电力中长期交易规则>的通知》（华北监能市场〔2020〕221号）有关要求，具体以电力交易中心公告为准。2.售电公司在首都电力交易平台注册生效的售电公司。3.直接参与市场交易的电力用户在首都电力交易平台注册生效的电力用户。4.国网北京市电力公司国网北京市电力公司及其代理的电力用户。（二）交易组织具体方式1.交易方式（1）为贯彻落实国家电力市场化改革工作部署，2023年北京市采用双边协商、集中交易等方式开展分时段电力中长期交易。交易周期包含年度、月度等。年度交易按月申报，以双边协商为主，月度、月内交易以集中竞价为主。具体内容按照电力交易中心发布的交易公告执行。电网企业市场化购电方式按照国家、北京有关文件执行。（2）用户侧合同电量转让交易合同电量转让交易产生的合同仅限于用户侧批发市场交易结算，原则上在同批次电力直接交易前开展。北京地区电力市场用户的用电价格中，电能量交易价格成分不包含合同电量转让交易价格。合同电量转让交易价格由市场主体在北京地区220千伏落地侧交易达成（不含省内输配电价、政府性基金及附加）。合同电量转让交易结算采用月清月结方式。已达成年度（有分月结果）或月度（含月内）电力直接交易结果的市场主体方可参加合同电量转让交易。2.交易单元电力用户：将注册用户全部电压等级的用电单元统一打包参与交易。售电公司：将所代理用户全部电压等级的用电单元统一打包参与交易。国网北京市电力公司：将所代理用户全部电压等级的用电单元统一打包参与交易。3.安全校核由国网华北电力调度控制分中心会同相关电力调度机构协调开展直接交易安全校核工作。4.交易结果发布由北京电力交易中心、首都电力交易中心联合发布交易结果。交易结果一经电力交易平台发布即作为交易执行依据，交易各方不再签订纸质合同。四、直接交易价格燃煤发电市场交易价格在"基准价+上下浮动"范围内形成，基准价适用落地省基准价水平，浮动范围原则上均不超过20%。高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。鼓励购售双方在中长期合同中设立交易电价随燃料成本变化合理浮动条款，实行交易价格与煤炭价格挂钩联动，保障能源稳定供应。（一）时段划分参照市发展改革委相关政策文件，2023年北京市电力市场化交易申报分为以下四个时段：1.高峰时段：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.低谷时段：每日23:00-次日7:00；4.夏季尖峰时段：7-8月每日11:00-13:00、16:00-17:00。（二）交易价格电能量交易价格为通过电力市场直接交易形成的价格。北京市电力市场用户的用电价格由电能量交易价格、输配电价格、辅助服务费用、政府性基金及附加等构成。国网北京市电力公司为保障北京市居民、农业用电价格稳定产生的新增损益（含偏差电费）、线损电量平均购电价格与当期电网企业平均购电成本相比的新增损益，按月由全体工商业用户分摊或分享。第三监管周期输配电价发布前，2023年北京电网输配电价暂按照《国家发展改革委关于核定2020-2022年省级电网输配电价的通知》(发改价格规〔2020〕1508号)执行。送出省输电价按有关规定执行。待新的输配电价文件发布后，按相关规定执行。发电企业直接报总量参与交易，交易价格执行单一报价，峰段、平段、谷段各时段电价一致。电力直接交易批发交易用户（电力用户、售电公司）采用分时段报量、单一报价的模式，按照峰段、平段、谷段分别报量，以总量参与交易。执行峰谷分时电价政策的用户，继续执行峰谷分时电价政策；电能量交易价格作为平段电价，峰谷分时电价浮动比例暂按原目录电价（不含政府性基金及附加）相应类别比价计算，如遇政策调整，按新文件执行。北京电网输配电价、华北电网输电价格和政府性基金附加不执行峰谷分时电价。如遇电价政策调整，按照新政策执行。五、结算方式2023年北京地区电力市场化交易结算方式按照华北能源监管局现行政策文件执行。电网企业代理购电产生的偏差电量，按国家、北京相关政策执行。如遇政策调整，按照新政策执行。（一）调节系数结合北京市实际，2023年，参与直接交易的批发交易用户（电力用户、售电公司）调节系数U1暂定1.1，U2暂定0.9。根据市场交易情况，适时调整。（二）偏差资金电力用户、售电公司因合同偏差电量结算引起的偏差资金，原则上在北京地区用户侧市场主体（电力直接交易用户、售电公司）分摊。具体分摊原则根据市场运行情况和偏差资金测算情况另行通知。（三）偏差免责偏差免责申请及办理流程依据北京相关文件执行。六、零售交易（一）零售代理零售用户与售电公司绑定代理关系、签订零售套餐，且电量均需通过该售电公司代理（与绿电交易代理关系保持一致），双方代理关系以在交易平台签署零售套餐作为生效依据。零售用户变更代理关系最小周期为月。（二）零售套餐1.零售用户、售电公司签订北京地区零售市场交易结算（补充）协议，分别约定绿电交易、非绿电交易零售结算套餐，可采用固定服务费、价差比例分成、“固定服务费+价差比例分成”模式约定购售电服务价格，绿电交易暂按固定服务费模式约定购售电服务价格。2.为抵御市场风险，保障购售双方利益，零售用户、售电公司可自行约定购售电服务价格上下限。3.售电公司依据零售用户实际用电量结算购售电服务费，以平段电价方式计算零售收入，售电公司售电收益为售电公司零售市场收入减去批发市场支出。（三）偏差结算1.鼓励零售用户与售电公司协商确定偏差共担费用，售电公司零售市场偏差共担收入减去批发市场因偏差电量多支出费用的超额收益，按照偏差共担费用额度比例向相应零售用户分享。分享返还后的偏差共担收入按用户用电量折价后纳入售电公司购售电服务价格上下限计算。2.零售用户、售电公司每月可协商调整零售合同电量、结算关键参数。七、相关工作要求电力用户在同一合同周期内仅可与一家售电公司确立零售服务关系，售电公司暂不能代理发电企业参加交易。市场化电力用户2023年年度中长期合同签约电量应高于上一年度用电量的80%，鼓励市场主体签订一年期以上的电力中长期合同。参与北京市电力市场化交易的高耗能企业，按照国家有关政策文件执行。可再生能源电力消纳按照《北京市发展和改革委员会北京市城市管理委员会关于印发北京可再生能源电力消纳保障工作方案（试行）的通知》（京发改〔2021〕1524号）相关要求执行。2023年，北京市承担消纳责任的市场主体年度最低消纳责任权重预期性指标为20.1%（非水20.0%），具体消纳责任权重以国家能源局正式发布的约束性指标为准。鼓励承担消纳责任的市场主体通过绿色电力交易、绿证交易等方式完成责任权重。完成市场注册的售电公司，在规定时间内提交符合要求的履约保函或履约保险后，方可参与市场交易。履约保函或履约保险的开具、管理及执行等相关规定按照《北京市电力市场履约保障凭证管理工作指引》（试行）执行。北京地区零售市场交易结算（补充）协议、北京地区2023年电力直接交易结算指引，由首都电力交易中心另行发布。北京电力交易中心、首都电力交易中心共同做好北京市电力市场交易组织工作。同时，进一步提升服务质量，简化注册流程，优化结算、清算流程，积极开展市场成员培训活动，强化交易信息月报制度。如市场主体存在违约行为，及时做好信用记录，定期上报市城市管理委。各有关交易主体，在交易过程中严格遵守法律法规和有关规则。因违反有关规则、扰乱市场秩序等影响交易正常开展时，市城市管理委将会同华北能源监管局视情况暂停、调整和中止交易，并依法追究相关单位和市场主体的责任。北京市2023年绿色电力交易方案为贯彻落实碳达峰、碳中和战略部署，加快建立有利于促进绿色能源生产消费的市场体系和长效机制，推进本市绿色电力交易工作有序开展，按照国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司《关于有序推进绿色电力交易有关事项的通知》（发改办体改〔2022〕821号）、国家发展改革委、国家统计局、国家能源局《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》（发改运行〔2022〕1258号）等文件要求，特制定本方案。一、绿色电力交易定义绿色电力交易是以绿色电力产品为标的物，交易电力同时提供国家规定的可再生能源绿色电力证书（以下简称“绿证”），电力用户可通过电力交易中心平台购买绿色电力。初期，参与交易的绿色电力主要为风电和光伏发电，条件成熟时，可逐步扩大至符合条件的水电、生物质发电、光热发电、地热发电等各类可再生能源发电。二、市场主体参与2023年本市绿色电力交易的市场主体包括：发电企业、售电公司和电力用户等。参与绿电交易的发电企业初期主要为风电和光伏等平价新能源企业,并由国家可再生能源信息管理中心核发绿证。售电公司和电力用户（含批发用户、零售用户）须在交易平台注册生效。批发用户直接与发电企业进行交易购买绿色电力产品，零售用户通过售电公司代理购买绿色电力产品。零售用户与售电公签订北京地区零售市场交易结算（补充）协议，提交首都电力交易中心备案后，由售电公司代理参加绿电交易，并与售电公司保持其他市场电量代理关系不变。相关市场主体根据自身实际需求，在充分知悉绿色电力市场交易风险前提下，秉承真实、自愿原则参与绿电交易。三、交易品种及交易方式2023年本市绿色电力交易主要包括京津唐电网绿色电力交易、跨区跨省绿色电力交易。绿色电力交易依托“e-交易”电力市场统一服务平台（以下简称“e-交易”平台）开展，交易方式以双边协商、集中撮合、挂牌交易等为主。京津唐电网绿色电力交易由市场化电力用户直接或通过售电公司与新能源发电企业(不含北京地区)购买绿色电力产品。跨区跨省绿色电力交易由电网企业汇总本市绿色电力交易需求，跨区跨省购买绿色电力产品。根据本市市场化用户、售电公司采购绿电需求申报信息，由国网北京市电力公司汇总后，与跨区跨省风电和光伏发电企业开展绿电市场化交易。鼓励直接交易用户、售电公司与跨区跨省新能源发电企业开展自主双边协商交易，将双边意向协议提交首都电力交易中心备案。四、交易安排交易周期交易中心根据市场主体需求及北京区外风电和光伏发电企业交易意向，以年（多年）、月（多月）等为周期常态化组织开展绿色电力交易。交易申报市场主体采用分时段报量、单一报价的模式，以各时段总量参与交易。市场主体申报的分月电量不得超过其月度实际最大可用电能力。交易价格绿电交易价格由市场化机制形成，成交价格应包含电能量价格和绿色环境价值，以交易平台达成的成交价格为准。用户用电价格由绿色电力交易市场化电价、输配电价、辅助服务费用、政府性基金及附加等构成。执行峰谷分时电价政策的用户，交易电价作为平段电价，尖、峰、谷电价按浮动比例执行，相关要求按照北京相关政策文件执行。五、交易组织依据北京电力交易中心《跨区跨省电力中长期交易实施细则》（京电交市〔2022〕26号）、北京电力交易中心《绿色电力交易实施细则》组织开展交易，具体以交易中心发布的交易公告为准。（一）京津唐电网绿色电力交易组织流程1.需求申报首都电力交易中心根据市场主体在“e-交易”平台提交的交易需求申请，发布交易公告。市场主体按时间规定申报、确认电量（电力）、电价等信息，“e-交易”平台出清形成无约束交易结果。2.安全校核北京电力交易中心将无约束交易结果提交相关调度机构安全校核，经安全校核后发布有约束交易结果。（二）跨区跨省绿色电力交易组织流程1.需求申报首都电力交易中心在“e-交易”平台发布申报公告，组织北京地区直接交易电力用户、售电公司（依据零售用户需求）参与跨区跨省绿色电力交易电量、电价需求申报，国网北京市电力公司会同首都电力交易中心汇总电力用户、售电公司跨区跨省绿电需求。2.跨区跨省外送北京电力交易中心根据北京地区跨区跨省绿电需求申报结果，在“e-交易”平台上发布跨区跨省绿色电力外送交易公告和承诺书，通过市场化方式形成交易电量和价格，并发布预成交结果。3.交易校核北京电力交易中心将预成交结果提交相关调度机构，以优先组织、优先调度的原则进行安全校核，经安全校核后发布交易结果。首都电力交易中心根据跨区跨省绿电交易成交结果，发布国网北京市电力公司跨区跨省汇总绿色电力交易用户需求申报交易成交结果。六、交易结算京津唐电网、跨区跨省绿电交易结算分别按照《绿色电力交易实施细则》、《跨区跨省电力中长期交易实施细则》执行。绿色电力交易优先结算，月结月清，合同偏差电量不滚动调整。按照跨区跨省绿电交易、京津唐电网绿电交易次序结算。电力用户按照实际用电量、合同电量、发电企业上网电量三者最小值作为绿电结算电量，并以此为依据划转绿证。七、绿证划转由北京电力交易中心向国家可再生能源信息管理中心提供绿电交易信息和绿证划转情况。国家可再生能源信息管理中心按照绿电交易信息划转绿证，并反馈北京电力交易中心。北京电力交易中心统一将绿证分发至用户“e-交易”平台账户。八、相关工作要求（一）绿证是可再生能源电力消费的凭证。按照国家文件要求，“十四五”期间每年较上一年新增的可再生能源电力消费量，在能源消费总量考核时予以扣除。（二）鼓励电力用户积极参与绿色电力交易，提高可再生能源消费占比，在绿电交易各个环节落实优先组织、优先调度、优先结算相关要求。在电网保供能力许可的范围内，消费绿色电力比例较高的用户，同等条件下在实施需求侧管理时优先保障。（三）鼓励跨国公司及产业链企业、外向型企业、行业龙头企业购买和使用绿电，发挥示范带动作用。支持重点企业高比例消费绿电，打造绿色电力企业、绿色电力单位。支持城市副中心开展绿电消费，助力高质量发展。（四）在正式交易开展前，北京电力交易中心、首都电力交易中心应组织有意向参与绿电交易的市场主体进行“e-交易”平台操作培训和政策宣贯。（五）如遇国家政策调整，将另行发布执行文件。—PAGE4——PAGE28—附件2《关于印发北京市2023年电力市场化交易方案、绿色电力交易工作方案的通知》的起草说明为积极稳妥开展北京市2023年电力市场化交易工作，结合北京地区工作实际，市城市管理委会同有关单位研究制定了《北京市2023年电力市场化交易方案》《北京市2023年绿色电力交易工作方案》。现将制定情况说明如下：制定背景为持续贯彻落实国家发展改革委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）、《关于组织开展电网企业代理购电有关事项的通知》（发改办价格〔2021〕809号）、《关于做好2022年能源中期合同签订履约工作的通知》（发改电〔2021〕365号）及国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司《关于有序推进绿色电力交易有关事项的通知》（发改办体改〔2022〕821号）、《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》（发改运行〔2022〕1258号）等有关文件要求，明确有序放开全部燃煤发电电量上网电价，扩大市场交易电价上下浮动范围，推动工商业用户都进入市场，取消工商业目录销售电价，保持居民、农业、公益性事业用电价格稳定，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，保障电力安全稳定供应。同时，鼓励电力用户积极参与绿色电力交易，提高可再生能源消费占比，在绿电交易各个环节落实优先组织、优先调度、优先结算相关要求。为持续深入推进电力市场建设，保障电力系统安全、平稳、绿色、高效运行，营造良好营商环境，推动能源高质量发展，稳妥开展北京市2023年电力市场化交易工作，在新一轮输配电价核定文件尚未发布的情况下，结合我市实际，市城市管理委编制了《北京市2023年电力市场化交易方案》和《北京市2023年绿色电力交易方案》。政策依据中共中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）、国家发展改革委、国家能源局《关于印发<电力体制改革配套文件>的通知》（发改经体〔2015〕2752号）、国家发展改革委、国家能源局《关于印发<电力中长期交易基本规则>的通知》（发改能源规〔2020〕889号）、华北能源监管局《关于印发京津唐电网电力中长期交易结算规则（试行）的通知》（华北监能市场〔2020〕250号）、《关于明确2022年京津唐电网电力中长期交易有关事项的通知》（华北监能市场〔2021〕212号）、《关于印发<京津唐电网电力中长期交易规则>的通知》（华北监能市场〔2020〕221号）、《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）、《关于组织开展电网企业代理购电有关事项的通知》（发改办价格〔2021〕809号）、《关于有序推进绿色电力交易有关事项的通知》（发改办体改〔2022〕821号）、《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》（发改运行〔2022〕1258号）、《关于做好2023年电力中长期合同签订履约工作的通知》（征求意见稿）。制定过程2022年10月，市城市管理委开展《北京市2023年电力市场化交易方案》和《北京市2023年绿色电力交易方案》编制前期研究准备工作。2022年11月，市城市管理委完成编制《北京市2023年电力市场化交易方案》（讨论稿），组织多家单位召开2023年电力市场化交易方案专题研讨会，针对交易规模、市场参与方式、交易组织安排、直接交易价格、结算方式、零售交易、相关工作要求等方面进行讨论，并对方案进一步修改完善。2022年11月，市城市管理委完成编制《北京市2023年绿色电力交易方案》（讨论稿），组织多家单位召开2023年电力市场化交易方案专题研讨会，针对绿色电力交易定义、市场主体、交易品种及交易方式、交易安排、交易组织、交易结算、绿证划转、相关工作要求等方面进行讨论，并对方案进一步修改完善。四、主要内容（一）《北京市2023年电力市场化交易方案》《北京市2023年电力市场化交易方案》全文共分为七部分。其中，第一部分明确了交易电量规模；第二部分明确了市场参与方式；第三部分明确了交易组织安排；第四部分明确了直接交易价格；第五部分明确了结算方式；第六部分为零售交易；第七部分包含了其他要求。主要修订内容如下：1.明确了交易电量规模2023年，北京市电力市场化交易总电量规模拟安排826亿千瓦时，其中，直接市场交易规模260亿千瓦时，电网代理购电规模566亿千瓦时。2.明确了市场参与方式执行大工业电价（工业电价）、一般工商业电价的电力用户可选择市场直接购电，10千伏及以上工商业用户原则上直接参与市场交易，鼓励其他工商业用户直接从电力市场购电。3.明确了交易组织安排2023年北京市采用双边协商、集中交易等方式开展分时段电力中长期交易。交易周期包含年度、月度等。年度交易按月申报，以双边协商为主，月度、月内交易以集中竞价为主。4.明确了直接交易价格燃煤发电市场交易价格在"基准价+上下浮动"范围内形成，基准价适用落地省基准价水平，浮动范围原则上均不超过20%。高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。北京市电力市场用户的用电价格由电能量交易价格、输配电价格、辅助服务费用、政府性基金及附加等构成。5.明确了结算方式2023年北京地区电力市场化交易结算方式按照华北能源监管局现行政策文件执行。电网企业代理购电产生的偏差电量，按国家、北京相关政策执行。6.零售交易零售用户与售电公司绑定代理关系、签订零售套餐，且电量均需通过该售电公司代理（与绿电交易代理关系保持一致），双方代理关系以在交易平台签署零售套餐作为生效依据。为抵御市场风险，保障购售双方利益，零售用户、售电公司可自行约定购售电服务价格上下限。7.相关工作要求可再生能源电力消纳按照《北京市发展和改革委员会北京市城市管理委员会关于印发北京可再生能源电力消纳保障工作方案（试行）的通知》（京发改〔2021〕1524号）相关要求执行。（二）《北京市2023年绿色电力交易工作方案》《北京市2023年绿色电力交易方案》全文共分为八部分。其中，第一部分明确了绿色电力交易定义；第二部分明确了市场主体；第三部分明确了交易品种及交易方式；第四部分为交易安排；第五部分为交易组织；第六部分明确了交易结算；第七部分规定了绿证划转；第八部分包含了其他要求。主要内容如下：1.明确了绿色电力交易定义绿色电力交易是以绿色电力产品为标的物，交易电力同时提供国家规定的可再生能源绿色电力证书（以下简称“绿证”）。2.明确了市场主体参与2023年本市绿色电力交易的市场主体包括：发电企业、售电公司和电力用户等。发电企业初期主要为风电和光伏等平价新能源企业；售电公司和电力用户（含批发用户、零售用户）须在交易平台注册生效。3.明确了交易品种及交易方式2023年绿色电力交易主要包括京津唐电网绿色电力交易、跨区跨省绿色电力交易。交易方式以双边协商、集中撮合、挂牌交易等为主。4.交易安排2023年绿色电力交易以年（多年）、月（多月）等为周期常态化组织开展绿色电力交易。5.交易组织2023年绿色电力交易分别明确了京津唐电网绿色电力交易、跨区跨省绿色电力交易不同的组织流程，方便市场主体在不同的交易方式下开展绿电交易。6.明确了交易结算明确了绿色电力交易优先结算，月结月清，合同偏差电量不滚动调整。要求按照跨区跨省绿电交易、京津唐电网绿电交易次序结算。7.规定了绿证划转《方案》要求2023年绿电交易同时划转绿证，国家可再生能源信息管理中心按照绿电交易信息划转绿证，并反馈北京电力交易中心，北京电力交易中心统一将绿证分发至用户“e-交易”平台账户。8.其他要求《方案》要求在绿电交易各个环节落实优先组织、优先调度、优先结算、优先保障等要求。

《关于印发北京市2023年电力市场化交易方案、绿色电力交易工作方案的通知》的制定依据序号名称制定机关公布日期1《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）中共中央国务院2015年3月15日2国家发展改革委、国家能源局《关于印发电力体制改革配套文件的通知》（发改经体〔2015〕2752号）国家发展改革委国家能源局2015年11月26日3国家发展改革委、国家能源局《关于印发<电力中长期交易基本规则>的通知》（发改能源规〔2020〕889号）国家发展改革委国家能源局2020年6月10日4《关于印发<京津唐电网电力中长期交易规则>的通知》（华北监能市场〔2020〕221号）国家能源局华北监管局2020年11月24日5《关于印发<京津唐电网电力中长期交易结算规则（试行）>的通知》（华北监能市场〔2020〕250号）国家能源局华北监管局2020年12月28日6《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）国家发展改革委2021年10月11日7《关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》（发改办价格〔2021〕809号）国家发展改革委办公厅2021年10月23日8《关于明确2022年京津唐电网电力中长期交易有关事项的通知》（华北监能市场〔2021〕212号）国家能源局华北监管局2021年12月15日9《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》（发改运行〔2022〕1258号）国家发展改革委国家统计局国家能源局2022年8月15日10《关于有序推进绿色电力交易有关事项的通知》（发改办体改〔2022〕821号）国家发展改革委2022年9月22日11《关于做好2023年电力中长期合同签订履约工作的通知》（征求意见稿）国家发展改革委经济运行调节局2022年11月8日附件3《关于印发北京市2023年电力市场化交易方案、绿色电力交易工作方案的通知》的解读为积极稳妥开展北京市2023年电力市场化交易工作，结合北京地区工作实际，市城市管理委制定《北京市2023年电力市场化交易方案》《北京市2023年绿色电力交易工作方案》。一、《北京市2023年电力市场化交易方案》（一）编制背景为贯彻落实国家发展改革委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）、国家发展改革办公厅《关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》（发改办价格〔2021〕809号）、《关于2023年电力中长期合同签订履约工作的通知》等文件的有关要求，持续做好北京地区电力市场化改革，结合我市实际，特制定本方案。（二）适用对象本《通知》适用于北京市各类电力市场成员。（三）主要内容1.交易电量规模。2023年，北京市电力市场化交易总电量规模拟安排826亿千瓦时。2.市场参与方式。执行大工业电价（工业电价）、一般工商业电价的电力用户可选择市场直接购电，10千伏及以上工商业用户原则上直接参与市场交易，鼓励其他工商业用户直接从电力市场购电。3.交易组织安排。北京市电力市场化交易工作由北京电力交易中心、首都电力交易中心共同组织开展。2023年北京市采用双边协商、集中交易等方式开展分时段电力中长期交易。交易周期包含年度、月度等。年度交易按月申报，以双边协商为主，月度、月内交易以集中竞价为主。4.直接交易价格。燃煤发电市场交易价格在"基准价+上下浮动"范围