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发布

12月9日，北京市城市管理委员会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（京管发〔2025〕4号），文件包括《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》。

其中提到，集中式新能源发电企业（集中式光伏项目、集中式风电项目）自行选择参与绿色电力市场化交易或者选择参加电能量中长期交易。集中式新能源发电企业参与绿色电力交易时，交易方式为双边协商、挂牌交易等，北京市绿色电力交易不单独组织集中竞价和滚动撮合交易；集中式新能源发电企业参与电能量中长期交易时，交易方式按照《北京市2026年电力市场化交易方案》执行。鼓励发用双方签订多年期购电协议，形成稳定供求关系。

综合考虑分布式新能源发电项目（分布式光伏发电项目、分散式风电项目）数量多、电量规模小，2026年分布式新能源发电项目暂时作为价格接受者，通过国网北京市电力公司代理购电参与电力市场。

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（简称机制电价）。对纳入机制的电量，国网北京市电力公司每月按机制电价开展差价结算，将市场交易均价与机制电价的差额纳入本市系统运行费用。

市场交易均价为北京市新能源发电企业同类项目的最近一月所有交易（包括绿色电力交易、年度分月电能量中长期交易、月度与月内电能量中长期交易）电能量加权平均价格。

新能源发电企业参与电网代理购电时，以报量不报价方式，作为价格接受者参与市场

详情如下：

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

第一章 总则

第一条 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，推进北京市新能源发电企业参与电力中长期交易（以下简称中长期交易）工作有序开展，按照国家发展改革委、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）等文件要求，制定本细则。

第二条 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（以下简称交易平台）上，开展的多年、年度、月度、月内等电力批发交易。

第二章 适用对象

第三条 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。

第四条 新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格，已直接参与交易的新能源项目不得退出直接电力交易市场。

第三章 基本条件与注册条件

第一节 基本条件

第五条 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。基本条件如下：

1.依法取得发电项目核准或者备案文件，依法取得、按规定时限正在办理或者豁免电力业务许可证（发电类）；

2.已与电网企业签订并网调度协议，接入电力调度自动化系统；

3.具备相应的计量能力或者替代技术手段，满足电力市场计量和结算的要求。

第二节 注册条件

第六条 新能源发电企业在首都电力交易中心办理市场注册，应当符合国家能源局《关于印发〈电力市场注册基本规则〉的通知》（国能发监管规〔2024〕76号）要求，按照申请、承诺、审查、公示、生效的流程办理，对注册业务信息以及相关支撑性材料的真实性、准确性、完整性负责。

第七条 分布式光伏发电项目、分散式风电项目暂不开展注册。

第四章 交易方式

第八条 集中式新能源发电企业（集中式光伏项目、集中式风电项目）自行选择参与绿色电力市场化交易或者选择参加电能量中长期交易。集中式新能源发电企业参与绿色电力交易时，交易方式为双边协商、挂牌交易等，北京市绿色电力交易不单独组织集中竞价和滚动撮合交易；集中式新能源发电企业参与电能量中长期交易时，交易方式按照《北京市2026年电力市场化交易方案》执行。鼓励发用双方签订多年期购电协议，形成稳定供求关系。

第九条 综合考虑分布式新能源发电项目（分布式光伏发电项目、分散式风电项目）数量多、电量规模小，2026年分布式新能源发电项目暂时作为价格接受者，通过国网北京市电力公司代理购电参与电力市场。

第五章 价格机制

第十条 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（简称机制电价）。对纳入机制的电量，国网北京市电力公司每月按机制电价开展差价结算，将市场交易均价与机制电价的差额纳入本市系统运行费用。

第十一条 市场交易均价为北京市新能源发电企业同类项目的最近一月所有交易（包括绿色电力交易、年度分月电能量中长期交易、月度与月内电能量中长期交易）电能量加权平均价格。

第十二条 新能源发电企业参与电网代理购电时，以报量不报价方式，作为价格接受者参与市场。

第六章 交易组织与安排

第一节 交易组织

第十三条 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。

第十四条 首都电力交易中心根据新能源发电企业的交易意向，以年、月（多月）、月内等为周期常态化组织开展交易。原则上按直接交易、电网企业代理购电交易顺序组织实施。

第二节 交易申报

第十五条 新能源发电企业参与本市绿色电力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。

第十六条 北京市新能源发电企业参与绿色电力交易时，申报和成交价格应分别明确电能量价格和相应绿色电力证书（以下简称绿证）价格；参与电能量中长期交易时，申报和成交价格应明确电能量价格，不作为绿色电力交易，仅对电能量价格进行结算。

第三节 交易流程

第十七条 国网华北分部（京交二部）、首都电力交易中心在交易平台发布交易公告。经营主体按时间规定申报和确认电量（电力）、电价等信息，交易平台出清形成无约束交易结果。

第十八条 国网华北分部（京交二部）汇总预成交结果并推送国网华北电力调控中心，由国网华北电力调控中心组织国网北京市电力调控中心开展安全校核，国网华北电力调控中心将安全校核意见反馈国网华北分部（京交二部）。

第十九条 国网华北分部（京交二部）、首都电力交易中心根据安全校核意见进行出清，形成成交结果并发布。

第七章 交易结算

第一节 电能量结算

第二十条 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。

第二十一条 北京市新能源发电企业实际上网发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。C1、C2分别为发电侧偏差电量超用、少用调节系数，现阶段C1、C2暂取1。

2026年偏差结算按照以下方式执行：

新能源企业超发偏差电量的偏差结算电价，按照min{北京市燃煤发电基准价，京津唐电网月度竞价出清价格，北京市新能源发电企业当月中长期合同电能量均价}*C1结算。

新能源企业少发偏差电量的偏差结算电价，按照max{北京市燃煤发电基准价，京津唐电网月度竞价出清价格，北京市新能源发电企业当月中长期合同电能量均价}*C2结算。

后期根据北京市场运行情况，适时调整调节系数并向经营主体发布。

第二十二条 2026年，北京市新能源发电企业因合同偏差电量结算引起的偏差结算差额资金，原则上在北京地区全体工商业用户范围内疏导。

第二节 环境权益结算

第二十三条 北京市新能源发电企业参与绿色电力交易的结算方式按照《北京市2026年绿色电力交易方案》执行，国家能源局电力业务资质管理中心为新能源发电企业核发绿证。纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益。绿色电力交易电量的绿证收益采用当月绿色电力合同电量、新能源发电企业机制外上网电量、电力用户用电量三者取小的原则结算。

第二十四条 北京市新能源发电企业参与电能量中长期交易时，新能源发电企业相对应的绿证全部划转至北京市级专用绿证账户。

第八章 相关要求

第二十五条 首都电力交易中心会同国网北京市电力公司做好北京市新能源发电企业合同签订和结算工作，确保北京市新能源发电企业公平参与市场化交易。

第二十六条 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。

第二十七条 北京市新能源发电企业选择参与绿色电力交易后，参与绿色电力交易的电量不得再选择进入机制电价；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)出台前已开展过绿色电力交易的新能源发电项目，也不得选择进入机制电价。

第二十八条 北京市新能源发电企业参与电力市场后，若参与市场的电量小于保障利用小时数所对应的电量，剩余电量不再由国网北京市电力公司兜底。

第二十九条 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，如遇政策调整，由市城市管理委另行发布。