二、市場參與方式

（一）直接參與市場交易

執行工商業電價的電力用戶可選擇直接參與市場交易（直接向發電企業和售電公司購電，下同），其中，10千伏及以上的工商業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電企業開展電力直接交易。

（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行。

由國網北京市電力公司代理購電的工商業用戶，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）有關要求的發電企業，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。電網企業代理購電交易方式按照國家、北京市有關文件規定執行。

（2）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，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戶編號統一打包參與交易。

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

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、上網環節線損費用、輸配電價、系統運行費用、政府性基金及附加構成。其中：

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

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

（三）分時電價

發電企業直接報總量參與交易，交易價格執行單一報價，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。

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

市場化交易形成的上網電價（含區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。上網環節線損費用、北京電網輸配電價、系統運行費用和政府性基金及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

2024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、北京市相關文件規定執行。如遇政策調整，按照新政策執行。

（一）偏差結算

批發交易用戶（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為調節系數。

2024年偏差結算按照階梯方式執行，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，適時調整調節系數并向市場主體發布。電網企業代理購電產生的偏差電量，暫不執行偏差結算。

（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，Fi=Qi×（1-Xi）2；

當月差額資金總額為負時，Fi=Qi×Xi2；

Fi為第i個批發交易用戶當月的偏差結算差額資金分攤基數；

Qi為第i個批發交易用戶當月的偏差電量絕對值；

Xi為第i個批發交易用戶當月的偏差率絕對值，即第i個批發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為全部批發交易用戶當月的偏差結算差額資金分攤基數之和。

后續根據市場運行情況，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〔2023〕2號）執行。如遇政策調整，按照新政策執行。

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市場支出。

（三）偏差結算

1.售電公司與零售用戶可協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電企業參加交易。

（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，按照國家有關政策文件執行。

（四）可再生能源電力消納按照市發展改革委、市城市管理委《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。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）市場化購售電合同結算確認協議、北京地區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的，依法追究相關單位和市場主體的責任。