北京市城市管理委员会日前发布关于对《关于印发北京市2023年电力市场化交易方案、绿色电力交易方案的通知》公开征求意见的公告，公开征集意见时间为：2022年11月30日至12月6日。
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北京市2023年电力市场化交易方案中提到，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。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。
北京市2023年绿色电力交易方案中提到，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。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。
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。
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，稳妥推进北京市2023年电力市场化直接交易工作，结合我市实际，特制定本方案。
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。
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