北京市城市管理委员会关于北京市2022年电力市场化交易工作安排的通知（京管发〔2021〕34号）

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、各市场主体：
　　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)、《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2022年能源中长期合同签订履约工作的通知》(发改电〔2021〕365号)有关要求，做好北京地区电力市场化改革，发挥中长期交易"压舱石"作用，稳妥推进北京市2022年电力市场化直接交易工作，现将有关事项通知如下：
　　一、交易电量规模
　　2022年，北京市电力市场化交易总电量规模拟安排790亿千瓦时。
　　二、市场参与方式
　　自2022年1月1日起，本市放开准入条件，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。申请参与市场化交易的电力用户无需办理准入，市城市管理委不再公布准入用户名单。用户直接向首都电力交易中心申请办理注册，鼓励全部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选择市场直接购电。上一年度用电量在500万千瓦时以下的直接交易用户，由售电公司代理参与市场化交易；上一年度用电量500万千瓦时及以上的直接交易用户，可直接或委托售电公司代理参与市场化交易。
　　对暂未直接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，自本通知发布起，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
　　在首都电力交易中心完成市场注册的售电公司。
　　3.电力用户
　　在首都电力交易中心完成市场注册的电力用户。
　　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
　　为贯彻落实国家电力市场化改革工作部署，2022年北京市按照年度双边协商、月度集中竞价开展分时段电力中长期交易。年度交易按月申报，月度交易包括月度直接交易及用电侧合同电量转让交易等。具体内容按照电力交易中心发布的交易公告执行。2022年，电网企业市场化购电方式按照国家发展改革委办公厅《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)执行。
　　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，基准价适用落地基准价水平，浮动范围原则上均不超过20%。京津唐域外电厂上网电价浮动范围计算方法为：以落地基准价浮动20%后，扣除华北区域电网输电价格及网损折价后的结果。高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。根据煤炭价格合理区间，鼓励购售双方在双边年度合同中设立交易电价随燃料成本变化合理浮动的条款。
　　(一)时段划分
　　参照市发展改革委相关政策文件，2022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，即发电侧价格。
　　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第二监管周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。
　　2022年输配电价按照《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。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。电力直接交易批发侧用户采用分时段报量、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在本市价格主管部门未另行明确前，按照原目录电价(不含政府性基金及附加)相应类别比价计算。如遇政策调整，按照新政策执行。北京电网输配电价、华北电网输电价格和政府性基金及附加不执行峰谷分时电价。
　　五、结算方式
　　2022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。如遇政策调整，按照新政策执行。《市场化购售电合同结算补充协议》《市场化交易结算方法说明》由首都电力交易中心编制，另行下发。
　　(一)调节系数
　　结合北京市实际，2022年，参与直接交易的批发电力用户、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。电网企业代理购电产生的偏差电量按照国家发展改革委办公厅《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)执行。
　　(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。
　　六、相关工作要求
　　(一)2022年度，委托售电公司代理参与市场交易的电力用户只能通过一家售电公司代理购电，售电公司暂不能代理发电企业参加交易。
　　(二)直接参与交易的用户，2022年年度及以上中长期合同签约电量应高于前三年用电量平均值的80%。通过后续月度合同签订，保障中长期合同签约电量高于前三年用电量平均值的90%。
　　(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《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，2022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19.44%(非水18.75%)，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优先通过绿色电力交易完成责任权重。
　　(五)自2022年4月起，北京地区将实施自然月抄表结算，市场化用户的抄表例日将调整为次月1日，4月当月用电量为3月15日至4月30日的电量。交易主体在签订2022年交易合同时，提前考虑抄表例日调整有关情况。4月，用户侧发生超用电量时，平段、峰段及谷段超用电量分别按照月度竞价价格、峰谷浮动比例结算；发生少用电量时，按照实际电量对应的价格结算。
　　(六)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。
　　(七)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。
　　特此通知。

　　北京市城市管理委员会
　　2021年12月30日