10月31日，北京市城市管理委员会发布关于对《北京市2026年电力市场化交易方案（征求意见稿）》《北京市2026年绿色电力交易方案（征求意见稿）》公开征求意见的公告，公开征集意见时间为：2025年10月31日至11月6日。

《北京市2026年电力市场化交易方案（征求意见稿）》提到，适当调增交易规模。2026年北京市电力市场化交易总电量规模拟安排950亿千瓦时，其中，直接市场交易规模350亿千瓦时，电网代理购电规模600亿千瓦时。

与2025年交易规模（910亿千瓦时）相比较，总电量规模增加40亿千瓦时，其中直接市场交易规模增加50亿千瓦时，电网代理购电规模减少10亿千瓦时。

控制售电公司超额收益。为抵御市场风险，促进批零价格传导，当售电公司当月零售价格高于当月零售市场均价，且其月度批零价差（Δ）满足Δ>1.5 ×（2025年度市场平均批零价差）时，超额部分金额（Δ-1.5×年度平均价差）按照售电公司与零售用户协商确定的比例进行分享，分享比例应大幅向零售用户倾斜。售电公司月度批发购电均价计算时包括合同电费和偏差电费，不包括差额资金。

调整消纳责任权重指标。根据国家要求调整可再生能源电力消纳责任权重指标。2026年，北京市承担消纳责任的经营主体年度最低消纳责任权重预期性指标暂定为31.6%（非水30.0%）。

2026年北京市电力市场化交易分为以下五个时段：

1.高峰时段：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.低谷时段：每日23:00-次日7:00；

4.夏季尖峰时段：7月-8月每日11：00-13:00、16:00-17:00；

5.冬季尖峰时段：1月、12月每日18:00-21:00。

发电企业、批发用户、售电公司采用分时段报量、单一报价的模式，按照24时段分别报量，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。具体按照市发展改革委《关于进一步完善本市分时电价机制等有关事项的通知》（京发改规〔2023〕11号）执行。如遇电价政策调整，按新政策执行。

批发用户通过市场化交易形成的上网电价（含区域电网度电输电费用及网损折价）作为平段价格，以此为基准参与峰谷浮动；零售用户按照零售合同电能量价格作为平段价格，以此为基准参与峰谷浮动。上网环节线损费用、北京电网输配电价、系统运行费用和政府性基金及附加不执行峰谷分时电价。如遇电价政策调整，按新政策执行。

详情如下：

关于对《北京市2026年电力市场化交易方案（征求意见稿）》《北京市2026年绿色电力交易方案（征求意见稿）》公开征求意见的公告

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）、国家发展改革委《电力市场运行基本规则》（2024年第20号令）等文件有关要求，结合我市实际，北京市城市管理委员会研究制定了《北京市2026年电力市场化交易方案（征求意见稿）》《北京市2026年绿色电力交易方案（征求意见稿）》。现向社会公开征求意见，欢迎社会各界提出意见建议。

公开征集意见时间为：2025年10月31日至11月6日。

意见反馈渠道如下：

1.电子邮箱：zhangyujie@csglw.beijing.gov.cn；

2.通讯地址：北京市西城区三里河北街甲三号北京市城市管理委员会电力煤炭管理处（请在信封上注明“意见征集”字样）；

3.电话：010-68515807；

4.传真：010-68512344；

5.登录北京市人民政府网站（.cn），在“政民互动”版块下的“政策性文件意见征集”专栏中提出意见。

北京市城市管理委员会

2025年10月31日

附件1

北京市2026年电力市场化交易方案

（征求意见稿）

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）、国家发展改革委《电力市场运行基本规则》（2024年第20号令）、国家发展改革委、国家能源局《关于印发<电力中长期市场基本规则>的通知》（征求意见稿）等文件要求，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2026年电力市场化直接交易工作，结合北京市实际，特制定本方案。

一、交易电量规模

2026年，北京市电力市场化交易总电量规模拟安排950亿千瓦时，其中，直接市场交易规模350亿千瓦时，电网代理购电规模600亿千瓦时。

二、市场参与方式

（一）直接参与市场交易

执行工商业电价的电力用户原则上全部直接参与市场交易（直接向发电企业和售电公司购电，下同）。

选择直接参与市场交易的电力用户，应在首都电力交易中心完成市场注册，电力用户可以供用电合同上的单位名称申请入市，也可以缴费人的单位名称申请入市（需获得供用电合同上的单位授权，视同供用电合同上的单位入市）。其全部电量均应通过直接参与市场交易购买。鼓励年用电量超过500万千瓦时的用户与发电企业开展电力直接交易。

（二）电网代理购电

对暂未直接参与市场交易的电力用户，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，以用户编号为单位，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，可在每月20日前，在首都电力交易平台完成注册，选择自下月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）市场成员

1.发电企业

符合国家能源局《电力市场注册基本规则》（国能发监管规〔2024〕76号）等有关要求的发电企业，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.电力用户

在首都电力交易平台注册生效的电力用户分为批发用户和零售用户，并按照注册类型，分别参与批发市场和零售市场。

4.电力市场运营机构

包括北京电力交易中心市场交易二部、首都电力交易中心；华北电力调度控制中心、北京电力调度控制中心等。

（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，2026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、月内等。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采用双边协商方式时，发、用双方协商确定电量曲线；当采用集中竞价交易时，成交电量默认按北京典型负荷曲线电量比例分解，具体内容按照电力交易中心发布的交易公告执行。电网企业代理购电交易方式按照国家、北京市有关文件规定执行。

（2）合同电量转让交易按照华北能源监管局及北京地区有关规则执行。

2.交易单元

发电企业：将在交易平台注册生效的发电企业所属机组统一打包参与交易。

电力用户：将同一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户编号统一打包参与交易。

3.安全校核

由国网华北分部电力调度控制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%。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

2026年北京市电力市场化交易分为以下五个时段：

1.高峰时段：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.低谷时段：每日23:00-次日7:00；

4.夏季尖峰时段：7月-8月每日11：00-13:00、16:00-17:00；

5.冬季尖峰时段：1月、12月每日18:00-21:00。

（二）交易价格

批发用户的用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加构成；零售用户的用电价格由零售合同电能量价格、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加等构成。其中：

上网电价由市场化交易形成，零售合同电能量价格由售电公司与零售用户签订零售套餐约定。上网环节线损费用、系统运行费用由电网企业按照国家及北京市要求核算并公示，按月由全体工商业用户分摊或分享。

输配电价包括区域电网输配电价和北京电网输配电价。区域电网输配电价按照国家发展改革委《关于第三监管周期区域电网输电价格及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕532号）执行。北京电网输配电价按照国家发展改革委《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕526号）、市发展改革委《关于北京电网第三监管周期输配电价等有关事项的通知》（京发改〔2023〕637号）执行，如遇电价政策调整，按新政策执行。

（三）分时电价

发电企业、批发用户、售电公司采用分时段报量、单一报价的模式，按照24时段分别报量，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。具体按照市发展改革委《关于进一步完善本市分时电价机制等有关事项的通知》（京发改规〔2023〕11号）执行。如遇电价政策调整，按新政策执行。

批发用户通过市场化交易形成的上网电价（含区域电网度电输电费用及网损折价）作为平段价格，以此为基准参与峰谷浮动；零售用户按照零售合同电能量价格作为平段价格，以此为基准参与峰谷浮动。上网环节线损费用、北京电网输配电价、系统运行费用和政府性基金及附加不执行峰谷分时电价。如遇电价政策调整，按新政策执行。

五、结算方式

2026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、北京市相关文件规定执行。如遇政策调整，按照新政策执行。

（一）偏差结算

本地新能源发电企业的偏差结算方式按照《北京市2026年绿色电力交易方案》执行。

批发用户、售电公司实际用电量与各类交易合同（购售合同）总电量的差值部分为偏差电量，偏差电量与各类交易合同（购售合同）总电量的比值为偏差率，即K。U1、U2分别为用户侧偏差电量超用、少用调节系数。

2026年用户侧合同偏差电量部分按照以下价格结算:

超用电量结算电价：max[京津唐当月月度竞价出清价，批发用户、售电公司当月中长期交易合同电能量均价]*U1。

少用电量结算电价：min[京津唐当月月度竞价出清价，批发用户、售电公司当月中长期交易合同电能量均价]*U2。

2026年批发用户、售电公司偏差结算按照阶梯方式执行，具体如下：

当K∈[-5%,5%]时,U1=1,U2=1;

当K∈[-15%,-5%）∪（5%,15%]时,U1=1.1,U2=0.9;

当K∈[-40%,-15%）∪（15%,40%]时,U1=1.15,U2=0.85;

当K∈[-100%,-40%）∪（40%,+∞）时,U1=1.2,U2=0.8。

后期根据北京市场运行情况，适时调整调节系数并发布。电网企业代理购电产生的偏差电量，按照京津唐电网月度竞价出清价格结算。

（二）偏差资金

2026年，批发用户、售电公司因合同偏差电量结算引起的偏差资金，原则上在北京地区批发用户、售电公司范围内分摊。具体分摊原则如下：

1.资金分摊原则

综合考虑偏差电量、偏差率两个维度，按照“谁产生谁分摊、鼓励控制偏差”的原则对偏差结算差额资金进行分摊。各月偏差结算差额资金总额及各批发用户、售电公司分摊金额按照当月结算数据计算、按月结算。

2.具体计算方法

（1）偏差结算差额资金总额

偏差结算差额资金总额指当月批发用户、售电公司支出的电能量合同费用及偏差结算费用总和与北京电网向北京本地参与中长期交易的新能源发电企业、华北电网支付的直接交易电能量合同费用及偏差结算费用总和之差。

各月偏差结算差额资金总额的计算方式为：

M=M用户-M电网；

M为当月偏差结算差额资金总额；

M用户为当月批发用户、售电公司支出的电能量合同费用及偏差结算费用总和；

M电网为北京电网向北京本地参与中长期交易的新能源发电企业、华北电网支付的直接交易电能量合同费用及偏差结算费用总和。

（2）分摊基数

按照资金分摊原则，根据批发用户、售电公司的偏差电量和偏差率设定偏差结算差额资金分摊基数，作为各批发用户、售电公司分摊资金数量的计算条件，计算方法为：

当月差额资金总额为正时，Fi=Qi×（1-Xi）2；

当月差额资金总额为负时，Fi=Qi×Xi2；

Fi为第i个批发交易用户当月的偏差结算差额资金分摊基数；

Qi为第i个批发交易用户当月的偏差电量绝对值；

Xi为第i个批发交易用户当月的偏差率绝对值，即第i个批发交易用户当月的偏差电量与合同电量之比的绝对值，合同电量包括年度分月、月度、合同电量转让及绿色电力等各类批发市场合同的电量之和，Xi大于等于1及合同电量为0时，Xi取当月其他偏差率小于1的批发交易用户偏差率的最大值。

（3）分摊资金

各批发用户、售电公司分摊的偏差结算差额资金等于当月分摊的偏差结算差额资金总额乘以其分摊基数占全部批发用户、售电公司分摊基数之和的比例，计算方法为：

Mi=M×Fi/F；

Mi为第i个批发交易用户当月分摊的偏差结算差额资金；

M为当月分摊的偏差结算差额资金总额；

F为全部批发交易用户当月的偏差结算差额资金分摊基数之和。

后续根据市场运行情况，适时调整计算方法。

当批发用户、售电公司发生电费追退补时，不再对历史差额资金进行还原和分配，纳入追补月份差额资金总额进行统一分配。

（三）偏差免责

偏差免责申请及办理流程依据市城市管理委《关于北京市电力中长期交易偏差电量免责有关工作的通知》（京管发〔2023〕2号）执行。如遇政策调整，按照新政策执行。

六、零售交易

（一）零售代理

1.零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（与绿色电力交易代理关系保持一致），双方代理关系以在电力交易平台上生效的零售套餐为依据。零售用户变更代理关系最小周期为月。

2.合同期内如遇国家出台电价优惠政策，将特定行业纳入执行居民价格的非居民用户管理时，符合条件的零售用户可选择退市，不执行无理由退市惩罚电价，相应产生的偏差电量纳入偏差免责范围。

（二）零售价格

1.零售合同的电能量价格在“北京燃煤基准价±20%”范围内形成，零售用户与售电公司结算的电能量价格不包含煤电容量电价。

2.合同期内如遇国家电价政策调整影响零售交易时，售电公司和零售用户应通过签订补充协议或在合同中增加约束条款等形式落实国家要求。

（三）零售套餐

1.零售用户、售电公司签订零售市场购售电合同，分别约定绿色电力交易、非绿色电力交易零售套餐，可采用固定价格模式、联动价格模式、比例分成模式来约定零售合同价格，适时增加其他模式零售结算套餐。

2.绿电零售套餐应分别明确电能量价格和绿色电力环境价值。零售用户的绿色电力环境价值按对应绿电批发合同中绿色电力环境价值结算。

3.为抵御市场风险，促进批零价格传导，当售电公司当月零售价格高于当月零售市场均价，且其月度批零价差（Δ）满足Δ>1.5 ×（2025年度市场平均批零价差）时，超额部分金额（Δ-1.5×年度平均价差）按照售电公司与零售用户协商确定的比例进行分享，分享比例应大幅向零售用户倾斜。售电公司月度批发购电均价计算时包括合同电费和偏差电费，不包括差额资金。

4.售电公司依据零售用户实际用电量结算零售收入，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，售电收益包含售电服务收益，售电服务费不再单列。

5.售电公司与零售用户可协商确定偏差电量允许范围及偏差电量共担价格。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、信息披露

（一）鼓励售电公司在电力交易平台发布可签约标准套餐及可签约电量，每家售电公司发布的套餐不少于1种。

（二）售电公司、电力用户在参与市场交易前，应按照信息披露基本规则要求完成信息披露。首都电力交易中心向市城市管理委报送披露情况。

（三）按照信息披露基本规则，首都电力交易中心按月披露市场结算总体情况及分类构成情况、零售市场结算均价分布情况等，便于零售用户查询使用。

（四）市场交易清分结果向经营主体公示时，如因公示期为节假日致使经营主体未及时确认，差错电量电费通过追退追补方式订正。

八、相关工作要求

（一）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。售电公司不能代理发电企业参加交易。原则上，售电公司绿电交易电量需全部分配至零售用户。零售用户更换售电公司时，若涉及到多年期交易合同，须由几方主体共同协商一致后，进行售电公司更换。签订多年期交易合同的售电公司、零售用户应注意多年期交易合同期限与交易平台中代理关系绑定期限对应。

（二）市场化电力用户（含售电公司、电网代理购电）2026年度中长期合同签约电量应不低于上一年度用电量的80%，并通过后续合同签订，保障电力中长期合同签约电量比例不低于90%。鼓励经营主体签订一年期以上的电力中长期合同。各类经营主体应综合考虑合同执行情况及市场变化因素，合理签订中长期合同。原则上，售电公司应充分调研其代理的零售用户用电需求后参与批发交易，做到批发交易电量与零售用户用电需求匹配。

（三）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。

（四）可再生能源电力消纳按照市发展改革委、市城市管理委《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。2026年，北京市承担消纳责任的经营主体年度最低消纳责任权重预期性指标暂定为31.6%（非水30.0%），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经营主体通过绿色电力交易、绿证交易等方式完成责任权重。

（五）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。

（六）北京市电力零售市场购售电合同（2026年示范文本）、北京市市场化直接交易结算指引（2026年）由首都电力交易中心另行发布。

（七）按照国家有关要求，严禁在收取电费中加收其他费用。物业公共部位、共用设施和配套设施的运行维护费用等，应通过物业费、租金或公共收益解决，严禁以电费为基数加收服务类费用。

（八）电力用户因计量装置故障等原因产生电量差错，发生于当年账期的电量，按照交易合同、零售套餐等参数计算相关经营主体退补电费，原则上，对发电侧和用电侧电量追退补后，不对差错月市场发用两侧综合结算均价等进行调整。发生于历年账期的电量，按照电力用户对应月份交易电能量结算价格计算，售电公司相关费用不再追溯。

（九）首都电力交易中心负责组织发电企业、售电公司与批发用户，适时开展分时段电力交易相关培训及模拟测试工作。模拟测试按24时段报量报价模式组织申报，分时出清形成交易结果，结果不作为实际执行和结算依据。本市将根据模拟测试情况，适时对交易方式作出调整。

（十）建立零售套餐风险预警机制，首都电力交易中心应做好市场监测，当电力零售套餐价格超过市场平均预期水平时，对相关经营主体进行风险提示，并及时上报市城市管理委。

（十一）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，进一步提升服务质量，优化结算、清算等工作流程，积极开展市场成员培训活动，强化交易信息月报制度，并按照相关规则及时向社会以及经营主体做好信息披露。如经营主体存在违约行为，及时做好记录，定期上报市城市管理委。

（十二）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。不得串通报价、哄抬价格、扰乱市场秩序，不能滥用市场支配地位操纵市场价格，拥有售电公司的发电企业，不得利用“发售一体”优势直接或变相以降低所属售电公司购电成本的方式抢占市场份额，不得对民营售电公司等各类售电主体和电力大用户进行区别对待。有多个发电厂组成的发电企业进行电能量交易，不得集中报价。发电侧、售电侧相关经营主体之间不得通过线上、线下等方式在中长期双边协商交易外统一约定交易价格、电量等申报要素实现特定交易。因违反有关规则、扰乱市场秩序等影响交易正常开展的，依法追究相关单位和经营主体的责任。

（十三）北京市2026年电力市场化交易按照本方案执行，如遇政策调整，由市城市管理委另行发布。

《关于印发北京市2026年电力市场化交易方案、绿色电力交易方案的通知》的起草说明

为积极稳妥开展北京市2026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2026年电力市场化交易方案》（以下简称《2026年市场化交易方案》）和《北京市2026年绿色电力交易方案》（以下简称《2026年绿电交易方案》）。现将制定情况说明如下：

一、起草背景

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）、国家发展改革委《电力市场运行基本规则》（2024年第20号令）、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、国家能源局《关于印发〈电力中长期交易基本规则-绿色电力交易专章〉的通知》（发改能源〔2024〕1123号）、国家发展改革委、国家能源局《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）等有关文件要求，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，切实保障电力安全稳定供应，结合我市实际，市城市管理委编制了《2026年市场化交易方案》和《2026年绿电交易方案》。

为持续深入推进电力市场建设，推动北京市新能源上网电量全面进入电力市场，在现有北京市电力市场化交易规则框架基础上，市城市管理委编制了《北京市2026年新能源发电企业参与电力中长期交易实施细则》，并将其作为《2026年绿电交易方案》的附件发布，是北京市组织开展新能源发电企业参与2026年电力中长期交易的政策依据。

二、起草工作过程

2025年8月底，市城市管理委开展《2026年市场化交易方案》和《2026年绿电交易方案》编制前期研究准备工作，梳理并形成《〈北京市2026年电力市场化交易方案、绿色电力交易方案〉编制提纲》。

2025年9月初，市城市管理委编制《2026年市场化交易方案（讨论稿）》《2026年绿电交易方案（讨论稿）》，多次组织华北能源监管局、市发展改革委、国网北京市电力公司等有关单位，发电企业代表、售电公司代表召开专题会，针对交易规模、市场参与方式、交易组织安排、直接交易价格、偏差结算、偏差资金、北京市新能源发电企业参与市场交易等方面进行讨论，并对方案进一步修改完善。

2025年9月16日，市城市管理委编制《2026年市场化交易方案（征求意见稿）》《2026年绿电交易方案（征求意见稿）》，向华北能源监管局、市发展改革委、北京电力交易中心、国网华北分部、国网北京市电力公司、首都电力交易中心征求意见，并充分吸纳合理建议。

2025年9月22日，市城市管理委组织召开专家评审会，邀请国家发展改革委能源研究所、华北电力大学等5名电力领域专家对进行评审。专家组一致认为，方案立足北京实际，符合国家相关政策和电力市场运行要求，具备可操作性，同意通过评审。

2025年9月25日，按照政策性文件向社会公开征求意见要求，完成《2026年市场化交易方案》《2026年绿电交易方案》在合法性、意识形态、舆情风险等方面的研究论证。

三、主要内容

（一）《2026年市场化交易方案》

《2026年市场化交易方案》全文共分为八部分。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；第七部分为信息披露；第八部分包含了相关工作要求。主要内容如下：

1.明确了交易电量规模

2026年，北京市电力市场化交易总电量规模拟安排950亿千瓦时，其中，直接市场交易规模350亿千瓦时，电网代理购电规模600亿千瓦时。

2.明确了市场参与方式

执行工商业电价的电力用户原则上全部直接参与市场交易。对暂未直接参与市场交易的用户，由国网北京市电力公司代理购电。

3.明确了交易方式

2026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、月内等。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。采用双边协商方式时，发、用双方协商确定电量曲线；当采用集中竞价交易时，成交电量默认按北京典型负荷曲线电量比例分解。

4.明确了分时报价

发电企业、批发用户、售电公司采用分时段报量、单一报价的模式，按照24时段分别报量，以总量参与交易。

5.明确了偏差结算

北京市新能源发电企业的偏差结算方式按照《北京市2026年绿色电力交易方案》执行。

2026年用户侧合同偏差电量部分按照以下价格结算：

超用电量结算电价：max[京津唐当月月度竞价出清价，批发用户，售电公司当月中长期交易合同电能量均价]*U1。

少用电量结算电价：min[京津唐当月月度竞价出清价，批发用户，售电公司当月中长期交易合同电能量均价]*U2。

2026年批发用户、售电公司偏差结算按照阶梯方式执行。

后期根据北京市场运行情况，适时调整调节系数并发布。电网企业代理购电产生的偏差电量，按照京津唐电网月度竞价出清价格结算。

6.明确了零售价格

零售合同的电能量价格在“北京燃煤基准价±20%”范围内形成。零售用户与售电公司结算的电能量价格不包含煤电容量电价。

7.明确了信息披露

售电公司、电力用户在参与市场交易前，应按照信息披露基本规则要求完成信息披露。首都电力交易中心每年向市城市管理委报送披露情况。按照信息披露基本规则，首都电力交易中心定期披露售电公司相关信息，便于零售用户查询使用，按月披露市场结算总体情况及分类构成情况。

8.明确了相关工作要求

（1）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。售电公司不能代理发电企业参加交易。原则上，售电公司绿电交易电量需全部分配至零售用户。零售用户更换售电公司时，若涉及到多年期交易合同，须由几方主体共同协商一致后，进行售电公司更换。签订多年期交易合同的售电公司、零售用户应注意多年期交易合同期限与交易平台中代理关系绑定期限对应。

（2）市场化电力用户（含售电公司、电网代理购电）2026年度中长期合同签约电量应不低于上一年度用电量的80%，并通过后续合同签订，保障电力中长期合同签约电量比例不低于90%。鼓励经营主体签订一年期以上的电力中长期合同。各类经营主体应综合考虑合同执行情况及市场变化因素，合理签订中长期合同。原则上，售电公司应充分调研其代理的零售用户用电需求后参与批发交易，做到批发交易电量与零售用户用电需求匹配。

（3）2026年，北京市承担消纳责任的经营主体年度最低消纳责任权重预期性指标暂定为31.6%（非水30.0%），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。

（4）首都电力交易中心负责组织发电企业、售电公司与批发用户，适时开展分时段电力交易相关培训及模拟测试工作。本市将根据模拟测试情况，适时对交易方式作出调整。

（二）《2026年绿电交易方案》

《2026年绿电交易方案》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；第二部分明确了经营主体；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；第七部分明确了绿证划转；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

绿色电力交易是指以绿色电力和对应绿色电力环境价值为标的物的电力交易品种，交易电力同时提供国家核发的可再生能源绿色电力证书，用以满足发电企业、售电公司电力用户等出售、购买绿色电力的需求。

2.明确了经营主体

参与本市绿色电力交易的经营主体包括：新能源发电企业、售电公司、电力用户。本市新能源发电企业参与市场按照《北京市2026年新能源发电企业参与电力中长期交易实施细则》执行。售电公司、电力用户（含批发用户、零售用户）须在交易平台注册生效。

3.明确了交易方式

2026年本市绿色电力交易主要包括本市经营主体参与北京市绿色电力交易、京津唐电网绿色电力交易、跨区跨省绿色电力交易。绿色电力交易依托交易平台开展，北京市绿色电力交易方式为双边协商、挂牌交易等；京津唐电网绿色电力交易方式为双边协商、集中竞价；在参与跨区跨省绿色电力交易时，鼓励发用双方签订多年期绿色电力购买协议。

4.明确了交易安排

北京电力交易中心会同首都电力交易中心根据经营主体需求及风电、光伏发电企业交易意向，以年（多年）、月（多月）、月内等为周期常态化组织开展绿色电力交易。经营主体参与京津唐电网、北京市绿色电力交易时，申报方式参照《北京市2026年电力市场化交易方案》执行；经营主体参与跨区跨省绿色电力交易时，应分时段报量、报价，以分时段成交结果加权价格参与峰谷浮动。分月电量不得超过其月度实际最大可发、用电能力。

5.明确了交易组织

分别明确了北京市绿色电力交易、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，方便经营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，并且分别明确了绿色电力交易中电能量价格与绿色电力环境价值的结算方式。

7.明确了绿证划转

参与绿色电力交易的对应绿证通过国家绿证核发交易系统，由国家能源局资质中心依据绿色电力交易结算结果等信息划转，划转后的绿证相关信息与北京电力交易中心同步。

8.其他要求

按照国家有关文件要求，明确绿证唯一属性。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。

附件：《北京市2026年新能源发电企业参与电力中长期交易实施细则》

《北京市2026年新能源发电企业参与电力中长期交易实施细则》全文共八章二十九条。其中，第一章为总则；第二章明确了适用对象；第三章明确了基本条件与注册条件；第四章明确了交易方式；第五章明确了价格机制；第六章明确了交易组织与安排；第七章明确了交易结算；第八章为相关要求。主要内容如下：

1.总则

本细则所称中长期交易，指符合条件的经营主体，通过市场化方式，在首都电力交易中心交易平台上，开展的多年、年度、月度、月内等电力批发交易。

2.明确了适用对象

本细则适用对象为北京市区域内新能源项目（集中式光伏项目、集中式风电项目、分布式光伏发电项目、分散式风电项目），新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。

3.明确了基本条件与注册条件

新能源发电企业应当是财务独立核算、能够独立承担民事责任的企业、经法人单位授权的内部核算主体。新能源发电企业参与北京市电力市场化交易，应当符合基本条件。

4.明确了交易方式

集中式新能源发电企业（集中式光伏项目、集中式风电项目）自行选择参与绿电市场化交易或者选择参加电能量中长期交易。

5.明确了价格机制

新能源发电企业交易价格由市场化机制形成，在参与电力市场交易后，在电力市场外建立差价结算的可持续发展价格结算机制。

6.明确了交易组织与安排

新能源发电企业参与市场化交易工作由国网华北分部（京交二部）、首都电力交易中心共同组织开展。新能源发电企业参与本市绿电及电能量中长期交易时，申报方式参照《北京市2026年电力市场化交易方案》执行。新能源发电企业申报全时段电量参与交易，分月电量不得超过其月度实际最大可发电能力

7.明确了交易结算

2026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。北京市新能源发电企业合同电量和偏差电量分开结算，合同电量按合同价格结算，偏差电量按照偏差价格结算。

8.相关要求

享受财政补贴的新能源项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按照原有政策执行。2025年12月、2026年北京市新能源发电企业参与市场化交易按照本细则执行。

附件4

《北京市2026年电力市场化交易方案》《北京市2026年绿色电力交易方案》的解读

一、背景依据

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）、国家发展改革委《电力市场运行基本规则》（2024年第20号令）、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、国家能源局《关于印发〈电力中长期交易基本规则-绿色电力交易专章〉的通知》（发改能源〔2024〕1123号）、国家发展改革委、国家能源局《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）等有关文件要求，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，切实保障电力安全稳定供应，并推动北京市新能源上网电量全面参与市场交易。

二、目标任务

持续深化电力市场建设，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，确保电力系统的安全、平稳、绿色和高效运行，营造优质的营商环境，推动新能源的高质量发展。稳妥有序组织北京市2026年电力市场化交易，积极引导电力用户参与绿色电力交易，确保完成年度绿电交易重点任务，为北京市碳达峰、碳中和目标实现提供有力支撑。

三、主要内容

（一）《北京市2026年电力市场化交易方案》

《北京市2026年电力市场化交易方案》全文共分为八部分。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；第七部分为信息披露；第八部分包含了相关工作要求。主要内容如下：

1.明确了交易电量规模

2026年，北京市电力市场化交易总电量规模拟安排950亿千瓦时，其中，直接市场交易规模350亿千瓦时，电网代理购电规模600亿千瓦时。

2.明确了市场参与方式

执行工商业电价的电力用户原则上全部直接参与市场交易。对暂未直接参与市场交易的用户，由国网北京市电力公司代理购电。

3.明确了交易方式

2026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、月内等。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。采用双边协商方式时，发、用双方协商确定电量曲线；当采用集中竞价交易时，成交电量默认按北京典型负荷曲线电量比例分解。

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%。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。

5.明确了偏差结算

北京市新能源发电企业的偏差结算方式按照《北京市2026年绿色电力交易方案》执行。

2026年用户侧合同偏差电量部分按照以下价格结算：

超用电量结算电价：max[京津唐当月月度竞价出清价、批发用户、售电公司当月中长期交易合同电能量均价]*U1。

少用电量结算电价：min[京津唐当月月度竞价出清价、批发用户、售电公司当月中长期交易合同电能量均价]*U2。

2026年批发用户、售电公司偏差结算按照阶梯方式执行，具体如下：

当K∈[-5%,5%]时,U1=1,U2=1;

当K∈[-15%,-5%）∪（5%,15%]时,U1=1.1,U2=0.9;

当K∈[-40%,-15%）∪（15%,40%]时,U1=1.15,U2=0.85;

当K∈[-100%,-40%）∪（40%,+∞）时,U1=1.2,U2=0.8。

后期根据北京市场运行情况，适时调整调节系数并发布。电网企业代理购电产生的偏差电量，按照京津唐电网月度竞价出清价格结算。

6.明确了零售价格

零售合同的电能量价格在“北京燃煤基准价±20%”范围内形成。零售用户与售电公司结算的电能量价格不包含煤电容量电价。

7.明确了信息披露

售电公司、电力用户在参与市场交易前，应按照信息披露基本规则要求完成信息披露。首都电力交易中心每年向市城市管理委报送披露情况。按照信息披露基本规则，首都电力交易中心定期披露售电公司相关信息，便于零售用户查询使用，按月披露市场结算总体情况及分类构成情况。

8.明确了相关工作要求

（1）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。售电公司不能代理发电企业参加交易。原则上，售电公司绿电交易电量需全部分配至零售用户。零售用户更换售电公司时，若涉及到多年期交易合同，须由几方主体共同协商一致后，进行售电公司更换。签订多年期交易合同的售电公司、零售用户应注意多年期交易合同期限与交易平台中代理关系绑定期限对应。

（2）鼓励经营主体签订一年期以上的电力中长期合同。各类经营主体应综合考虑合同执行情况及市场变化因素，合理签订中长期合同。原则上，售电公司应充分调研其代理的零售用户用电需求后参与批发交易，做到批发交易电量与零售用户用电需求匹配。

（3）2026年，北京市承担消纳责任的经营主体年度最低消纳责任权重预期性指标暂定为31.6%（非水30.0%），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经营主体通过绿色电力交易、绿证交易等方式完成责任权重。

（4）首都电力交易中心负责组织发电企业、售电公司与批发用户，适时开展分时段电力交易相关培训及模拟测试工作。本市将根据模拟测试情况，适时对交易方式作出调整

（二）《北京市2026年绿色电力交易方案》

《北京市2026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；第二部分明确了经营主体；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

绿色电力交易是指以绿色电力和对应绿色电力环境价值为标的物的电力交易品种，交易电力同时提供国家核发的可再生能源绿色电力证书，用以满足发电企业、售电公司电力用户等出售、购买绿色电力的需求。初期，参与绿色电力交易的发电侧主体为风电、光伏发电项目，条件成熟时，可逐步扩大至符合条件的其他可再生能源。

2.明确了经营主体

参与本市绿色电力交易的经营主体包括：新能源发电企业、售电公司、电力用户。本市新能源发电企业参与市场按照《北京市2026年新能源发电企业参与电力中长期交易实施细则》执行。售电公司、电力用户（含批发用户、零售用户）须在交易平台注册生效。

3.明确了交易方式

2026年本市绿色电力交易主要包括本市经营主体参与北京市绿色电力交易、京津唐电网绿色电力交易、跨区跨省绿色电力交易。绿色电力交易依托交易平台开展，北京市绿色电力交易方式为双边协商、挂牌交易等；京津唐电网绿色电力交易方式为双边协商、集中竞价；在参与跨区跨省绿色电力交易时，鼓励发用双方签订多年期绿色电力购买协议。

4.明确了交易安排

北京电力交易中心会同首都电力交易中心根据经营主体需求及风电、光伏发电企业交易意向，以年（多年）、月（多月）、月内等为周期常态化组织开展绿色电力交易。经营主体参与京津唐电网、北京市绿色电力交易时，申报方式参照《北京市2026年电力市场化交易方案》执行；经营主体参与跨区跨省绿色电力交易时，应分时段报量、报价，以分时段成交结果加权价格参与峰谷浮动。分月电量不得超过其月度实际最大可发、用电能力。

5.明确了交易组织

分别明确了北京市绿色电力交易、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，方便经营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，并且分别明确了绿色电力交易中电能量价格与绿色电力环境价值的结算方式。

7.规定了绿证划转

参与绿色电力交易的对应绿证通过国家绿证核发交易系统，由国家能源局资质中心依据绿色电力交易结算结果等信息划转，划转后的绿证相关信息与北京电力交易中心同步。

8.其他要求

按照国家有关文件要求，明确绿证唯一属性。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。

附件：《北京市2026年新能源发电企业参与电力中长期交易实施细则》

《北京市2026年新能源发电企业参与电力中长期交易实施细则》全文共八章二十九条。其中，第一章为总则；第二章明确了适用对象；第三章明确了基本条件与注册条件；第四章明确了交易方式；第五章明确了价格机制；第六章明确了交易组织与安排；第七章明确了交易结算；第八章为相关要求。主要内容如下：

1.总则

本细则所称中长期交易，指符合条件的经营主体，通过市场化方式，在首都电力交易中心交易平台上，开展的多年、年度、月度、月内等电力批发交易。

2.明确了适用对象

本细则适用对象为北京市区域内新能源项目（集中式光伏项目、集中式风电项目、分布式光伏发电项目、分散式风电项目），新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。

3.明确了基本条件与注册条件

新能源发电企业应当是财务独立核算、能够独立承担民事责任的企业、经法人单位授权的内部核算主体。新能源发电企业参与北京市电力市场化交易，应当符合基本条件。

4.明确了交易方式

集中式新能源发电企业（集中式光伏项目、集中式风电项目）自行选择参与绿电市场化交易或者选择参加电能量中长期交易。

5.明确了价格机制

新能源发电企业交易价格由市场化机制形成，在参与电力市场交易后，在电力市场外建立差价结算的可持续发展价格结算机制。

6.明确了交易组织与安排

新能源发电企业参与市场化交易工作由国网华北分部（京交二部）、首都电力交易中心共同组织开展。新能源发电企业参与本市绿电及电能量中长期交易时，申报方式参照《北京市2026年电力市场化交易方案》执行。新能源发电企业申报全时段电量参与交易，分月电量不得超过其月度实际最大可发电能力

7.明确了交易结算

2026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。北京市新能源发电企业合同电量和偏差电量分开结算，合同电量按合同价格结算，偏差电量按照偏差价格结算。

8.相关要求

享受财政补贴的新能源项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按照原有政策执行。2025年12月、2026年北京市新能源发电企业参与市场化交易按照本细则执行。

四、涉及范围

《北京市2026年电力市场化交易方案》适用于参与2026年北京市电力市场化交易的经营主体，包括发电企业、售电公司和电力用户等。

《北京市2026年绿色电力交易方案》适用于参与2026年北京市绿色电力交易的经营主体，包括新能源发电企业、售电公司、电力用户。

《北京市2026年新能源发电企业参与电力中长期交易实施细则》适用于北京市区域内新能源项目（集中式光伏项目、集中式风电项目、分布式光伏发电项目、分散式风电项目）。

五、注意事项

（一）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。售电公司不能代理发电企业参加交易。原则上，售电公司绿电交易电量需全部分配至零售用户。零售用户更换售电公司时，若涉及到多年期交易合同，须由几方主体共同协商一致后，进行售电公司更换。签订多年期交易合同的售电公司、零售用户应注意多年期交易合同期限与交易平台中代理关系绑定期限对应。

（二）市场化电力用户（含售电公司、电网代理购电）2026年度中长期合同签约电量应不低于上一年度用电量的80%，并通过后续合同签订，保障电力中长期合同签约电量比例不低于90%。鼓励经营主体签订一年期以上的电力中长期合同。各类经营主体应综合考虑合同执行情况及市场变化因素，合理签订中长期合同。原则上，售电公司应充分调研其代理的零售用户用电需求后参与批发交易，做到批发交易电量与零售用户用电需求匹配。

（三）按照国家有关要求，严禁在收取电费中加收其他费用。物业公共部位、共用设施和配套设施的运行维护费用等，应通过物业费、租金或公共收益解决，严禁以电费为基数加收服务类费用。

（四）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。不得串通报价、哄抬价格、扰乱市场秩序，不能滥用市场支配地位操纵市场价格，拥有售电公司的发电企业，不得利用“发售一体”优势直接或变相以降低所属售电公司购电成本的方式抢占市场份额，不得对民营售电公司等各类售电主体和电力大用户进行区别对待。

六、关键词诠释、专业名词解释

（一）偏差率。批发用户、售电公司实际用电量与各类交易合同（购售合同）总电量的差值部分为偏差电量，偏差电量与各类交易合同（购售合同）总电量的比值为偏差率。

（二）偏差结算差额资金总额。当月批发用户、售电公司支出的电能量合同费用及偏差结算费用总和与北京电网向北京本地参与中长期交易的新能源发电企业、华北电网支付的直接交易电能量合同费用及偏差结算费用总和之差。

（三）绿证。绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证。

七、惠民利企举措

（一）零售合同的电能量价格，在“北京燃煤基准价±20%”范围形成，有助于避免市场价格大幅波动，为企业用电提供更加稳定的电价预期。

（二）将工商业用户注册截止日期由每月15日调整为每月20日，为用户入市提供便利。

（三）控制售电公司超额收益，批零价差产生的超额收益由售电公司与零售用户按协商比例分享，分享比例应大幅向零售用户倾斜。

（四）对参与绿色电力交易的电力用户按绿色电力交易结算电量给予每度电0.02元的奖励。

八、新旧政策差异

（一）调整交易电量规模。根据我市电力交易市场需求，适当调增了交易规模。

新交易规模：总电量规模拟安排950亿千瓦时，其中，直接市场350亿千瓦时，电网代理购电600亿千瓦时。

原交易规模：总电量规模拟安排910亿千瓦时，其中，直接市场300亿千瓦时，电网代理购电610亿千瓦时。

（二）延长电力用户注册申报时间，为用户入市提供便利。

新注册截止时间：由国网北京市电力公司代理购电的工商业用户，可在每月20日前，在首都电力交易平台完成注册，选择自下月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。

原注册截止时间：由国网北京市电力公司代理购电的工商业用户，可在每月15日前，在首都电力交易平台完成注册，选择自下月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。

（三）优化分时申报方式。明确经营主体需按24个时段分别报量。

新申报方式：发电企业、批发用户、售电公司采用分时段报量、单一报价的模式，按照24时段分别报量，以总量参与交易。

原申报方式：发电企业直接报总量参与交易，交易价格执行单一报价，尖峰、峰段、平段、谷段各时段电价一致。批发用户、售电公司采用分时段报量、单一报价的模式，按照尖峰、峰段、平段、谷段分别报量，以总量参与交易。

（四）控制售电公司超额收益。批零价差产生的超额收益由售电公司与零售用户按协商比例分享，分享比例应大幅向零售用户倾斜。

新传导方式：当售电公司当月零售价格高于当月零售市场均价，且其月度批零价差（Δ）满足Δ>1.5 ×（2025年度市场平均批零价差）时，超额部分金额（Δ-1.5×年度平均价差）按照售电公司与零售用户协商确定的比例进行分享，分享比例应大幅向零售用户倾斜。

原传导方式：鼓励零售用户、售电公司约定零售价格上下限。

（五）明确合同电量分配原则。

新增：原则上，售电公司绿电交易电量需全部分配至零售用户。

（六）调整消纳责任权重指标。根据国家要求调整可再生能源电力消纳责任权重指标。

新指标要求：2026年，北京市承担消纳责任的经营主体年度最低消纳责任权重预期性指标暂定为31.6%（非水30.0%）

原指标要求：2025年，北京市承担消纳责任的经营主体年度最低消纳责任权重预期性指标暂定为26.36%（非水25.14%）。

（七）根据我市电力市场建设需要提出组织分时交易培训及模拟测试要求。

新增：适时开展分时段电力交易相关培训及模拟测试工作。本市将根据模拟测试情况，适时对交易方式作出调整。

（八）将本市新能源发电企业纳入市场参与范围。

新经营主体：新能源发电企业、售电公司、电力用户。

原经营主体：售电公司、电力用户。

（九）增开本市绿色电力交易。

新交易方式：2026年本市绿色电力交易主要包括本市经营主体参与北京市绿色电力交易、京津唐电网绿色电力交易、跨区跨省绿色电力交易。北京市绿色电力交易方式为双边协商、挂牌交易等。

原交易方式：2025年本市绿色电力交易主要包括本市售电公司、电力用户参与京津唐电网绿色电力交易和跨区跨省绿色电力交易。

（十）优化经营主体参与跨区跨省绿电交易的申报，促进了更大范围的绿色电力资源配置。

新方式：经营主体参与跨区跨省绿色电力交易时，应分时段报量、报价，以分时段成交结果加权价格参与峰谷浮动。

原方式：经营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。经营主体申报全时段电量参与交易。

（十一）明确本市新能源发电企业参与市场交易时间，并新增相应的电力中长期交易实施细则。

新增：本市新能源发电企业自2025年12月参与市场交易，实施细则主要内容如下：

1.适用于集中式光伏、风电；分布式光伏、分散式风电；

2.对纳入机制的电量，由国网北京市电力公司按月开展结算；

3.明确本市新能源发电企业的交易方式、价格机制、交易组织及交易结算等内容。

九、热点敏感问题口径

无。