《度电补贴0.01元!北京市经开区奖励购买绿色电力的企业》

  • 来源专题:能源情报网监测服务平台
  • 编译者: 郭楷模
  • 发布时间:2025-05-26
  • 5月19日,北京经开区印发《北京经济技术开发区促进绿色低碳高质量发展若干措施》。

    其中提出,针对市场需求端应用新技术时了解不足、渠道不畅等情况,着重在新型储能、碳中和、碳足迹及循环利用等方面,推动行业协会、产业联盟等积极开展活动,初步构建路演、推广和试点的应用体系。强化“合作研发-技术集成-评价认证-能力提升-政策支持”一体化技术创新服务,初步搭建跨领域、跨主体协同的创新机制,加速助力绿色低碳领域关键技术从实验室走向生产线。

    通过需求侧激励和供给侧扩容双向发力,重点支持数据中心、高端制造等企业率先参与绿电交易,同步推动绿证核发、碳核算与电力交易数据互通。鼓励企业参与北京市绿色电力交易,成功购买绿色电力的企业给予资金奖励,按交易电量每度电奖励0.01元。

    鼓励企业、园区通过实施光伏、风电、地源热泵、碳汇抵消、绿电绿证交易等措施实现企业、园区、部分厂房或车间净零碳排放。

    原文如下:

    北京经济技术开发区管理委员会关于印发《北京经济技术开发区促进绿色低碳高质量发展若干措施》的通知

    工委、管委会各机构,驻区各职能机构,各街道,各重点国有企业:

    现将《北京经济技术开发区促进绿色低碳高质量发展若干措施》印发给你们,请结合实际认真贯彻落实。

    北京经济技术开发区管理委员会

    2025年5月17日

    (此文公开发布)

    北京经济技术开发区促进绿色低碳高质量发展若干措施

    为全面推动美丽亦庄建设,协同推进减污、降碳、扩绿、增长,加快打造新质生产力典范区,着力促进绿色低碳高质量发展,结合实际,制定本措施。

    一、总体目标

    以习近平生态文明思想为指导,聚焦产业发展、环境治理、能源供给、标杆示范,强化低碳技术新应用,培育绿色制造新动能,打造试点示范新场景。到2027年,绿色低碳关键技术攻关实现新突破,服务体系和供给能力进一步强化;新质生产力含绿量提升达到新高度,建立一批零碳工厂、园区示范,形成一批科技集成应用试点;新能源车(械)推广应用实现新跃升,班车、非道路移动机械新能源比例力争达到90%以上;碳达峰碳中和行动树立新标杆,新能源和可再生能源消费比重进一步提升,绿色建筑和超低能耗建筑发展取得新进展,加快将北京经济技术开发区建设成为具有国际影响力的绿色低碳先行区。

    二、实施科技强绿行动,打造绿色低碳产业高地

    聚焦低碳零碳技术突破、人工智能与低碳场景融合创新等,通过技术攻坚、场景应用、平台筑基,构建技术创新服务体系,培育绿色技术策源和低碳产业发展高地。

    (一)强化新技术创新引领

    1.绿色治理技术揭榜挂帅。促进能源技术迭代升级、新型治理技术突破创新,聚焦低碳、零碳、负碳能源技术研发,以及工业特征污染物废水、低浓度大风量废气、固废减量及资源化、新污染物监测治理等重点领域,通过“揭榜挂帅”“赛马”等方式,建立“企业出题、政府立题、人才破题”等协同创新技术策源机制。经评审,按项目研发投入的30%给予支持,单个项目最高500万元(含,以下同)。(责任单位:生态环境建设局)

    2.绿色制造科技成果验证。聚焦新一代信息技术、生物、节能环保、新材料、新能源汽车、航空航天、新能源、高端装备制造等重点产业领域,绿色低碳技术科技成果开展概念验证、中试验证等,提升生态环境科技成果转化水平,且获得市级资金支持的,给予1:1配套支持,单个项目最高500万元。(责任单位:生态环境建设局)

    (二)创建新技术应用场景

    3.数智强链创新应用场景。聚焦工业智联、新型能源、智慧水务、管网巡检、环境检测等重点领域,加快人工智能技术与绿色低碳场景深度融合,推动产业数智转型。通过人工智能技术实现深度减排、节能提效、智能治污、无人检测等应用场景,经评审,按项目总投资的30%给予支持,单个项目最高500万元。(责任单位:生态环境建设局)

    4.全链条能碳污精细化管控场景。聚焦清洁能源、深度治理、精准管控、循环经济等重点方面,集成创新性成果,创建全链条多模式示范场景,鼓励绿色低碳科技集成规模化应用,经评审,按项目总投资的50%给予支持,单个项目最高1000万元。(责任单位:生态环境建设局)

    (三)完善新技术服务体系

    5.搭建新技术应用服务平台。针对市场需求端应用新技术时了解不足、渠道不畅等情况,着重在新型储能、碳中和、碳足迹及循环利用等方面,推动行业协会、产业联盟等积极开展活动,初步构建路演、推广和试点的应用体系。强化“合作研发-技术集成-评价认证-能力提升-政策支持”一体化技术创新服务,初步搭建跨领域、跨主体协同的创新机制,加速助力绿色低碳领域关键技术从实验室走向生产线。(责任单位:生态环境建设局)

    6.促进新技术应用人才协同。联合高校研究团队、行业协会实践专家、重点企业技术骨干等,构建“经验交流-技术共研-场景验证”的产才融合机制。鼓励企业组建绿色技术队伍,通过新技术服务平台,开展经验技术交流、节能减排诊断、共建实证项目等方式,形成可复制可推广的减排最佳实践指南。(责任单位:生态环境建设局)

    三、实施治理创绿行动,提升新质生产力含绿量

    以资源利用高效化、生产过程清洁化、产品制造绿色化为导向,推动企业全方位治理改造提升,培育绿色企业发展梯队,提高绿色企业占比。

    (四)深化循环经济与“无废城市”建设

    7.源头减量替代。优化生产领域资源利用方式,鼓励对各类固体废物进行源头减量和综合利用,推动资源节约循环利用;推进再生水循环利用、有毒有害原料(产品)替代、低挥发性有机物含量原辅材料替代、新污染物治理、温室气体减排,以及噪声治理,按照项目总投资的30%给予支持。(责任单位:生态环境建设局)

    8.“无废城市”成果巩固。深化“无废理念”全域宣传推广,持续建设“无废细胞”,完善“小箱进大箱”等工作机制。通过一般工业固废管理平台,服务企业跨主体实现工业固体废物循环利用,探索工业固废内循环的互联网互助途径。(责任单位:生态环境建设局)

    (五)持续推进生产过程深度治理

    9.废水废气深度治理。在废气和废水达标排放的基础上,鼓励采用先进技术装备进行深度治理,进一步减少污染物排放总量,按照项目总投资的30%给予支持。其中,工业污水特征污染物治理改造的,浓度稳定达到排放标准30%及以下的企业,按照项目总投资(含运行费)的50%给予支持。(责任单位:生态环境建设局)

    10.燃气锅炉环保绩效争A保B。锅炉使用单位因地制宜,通过新能源利用、深度低氮改造、安装碳污计量等工程措施,开展提级改造并达到绩效分级水平。根据《锅炉使用单位环保绩效分级指导意见》规定的绩效A级和B级有关要求,依次按照锅炉改造部分总投资的50%、30%给予支持,全额预算拨款单位的支持比例为100%;其中通过安装碳污计量即可达到绩效B级及以上的,每套计量设备给予5万元支持。(责任单位:生态环境建设局)

    11.扬尘精细管控。推广应用施工工地基坑气膜等新技术,有效降低施工扬尘和噪声,精细化管控施工工地、裸地扬尘,使用基坑气膜的施工工地,按照基坑气膜总投资的30%给予支持。(责任单位:生态环境建设局)

    12.绿色安全施工。获建设行业主管部门评选的“北京市绿色安全工地”、“北京市绿色安全样板工地”称号,且未因环境影响受有关行政主管部门处罚、未受市级及以上有关行政主管部门书面通报,完工后分别奖励10万元、20万元。(责任单位:开发建设局)

    (六)系统构建绿色制造示范体系

    13.绿色制造体系培育。持续完善绿色制造服务体系,建立绿色制造培育机制,开展绿色诊断,按照从生产到产品立体化绿色发展路径,实施绿色战略升级;壮大绿色供应链,发挥“链主”企业引领作用,带动链上企业提升绿色发展水平。完成绿色诊断的企业,奖励10万元;绿色诊断实施的设备更新,且获得国家或市级资金支持的,给予1:0.5配套支持。获得国家级“绿色工厂”或“绿色供应链管理示范企业”称号的奖励100万元,获得市级称号的奖励50万元。(责任单位:科技产业促进局、生态环境建设局)

    14.企业绿色绩效评价。鼓励在绿色制造基础上,加强环境管理水平,获评绿色标杆(深绿)、绿色基准(浅绿)企业;纳入“北京绿色企业库”,促进金融机构与绿色企业、项目对接。获得北京市绿色标杆(深绿)、绿色基准(浅绿)称号的企业,依次奖励50万元、30万元。(责任单位:生态环境建设局)

    15.环保绩效“退D创A”。工业涂装、汽车维修和包装印刷等重点行业企业,实施治理改造、管理升级等措施,按照空气重污染应急环保绩效评级要求,提档升级为A级、B级、C级的企业,依次奖励30万元、20万元和10万元,连续三年绩效评级为A级的奖励20万元。(责任单位:生态环境建设局)

    16.清洁生产水平提升。推动生产过程节能、降耗、减污、增效,通过清洁生产审核评估,等级为一级、二级和三级的企业,依次奖励30万元、20万元、10万元。(责任单位:生态环境建设局)

    17.挥发性有机物综合治理。推广使用低(无)VOCs含量产品,通过源头防控和全环节综合治理,实施挥发性有机物一厂一策精细化治理方案,完成验收的企业奖励10万元。(责任单位:生态环境建设局)

    四、实施交通促绿行动,加速零排放运输结构提级

    推动落实大宗货物“公转铁+新能源车”运输模式,推动公共、社会领域车辆“油换电”“油换氢”,建设零排放货物运输车队,进一步提升新能源车比例。具体相关要求见附则。

    (七)加速自有商用车新能源更新

    18.老旧柴油车淘汰更新。聚焦优化运输结构、强化减排实效两大方向,通过“市级补贴+区级配套”双重激励机制,加速存量车辆淘汰更新进程。自有柴油国四及以下排放标准货车、大中型客车报废或淘汰转出北京市,置换为新能源且获得市级补贴的企业,按照新能源车终端售价的30%配套支持差额;国五及以上燃油燃气货车、大中型客车置换为新能源的企业,按照新能源车终端售价的30%给予支持;燃油燃气专项作业车置换为新能源的企业,按照新能源车终端售价的50%给予支持。(责任单位:生态环境建设局)

    19.零排放货物运输车队。聚焦“零碳物流”建设目标,通过以奖代补、分级激励方式,重点鼓励大宗物流、城市配送等领域龙头企业率先绿色转型,试点打造零排放货物运输车队。对于自有货物运输车辆规模大于等于10辆的车队,鼓励企业自主提高新能源车辆使用比例,新能源车比例达到100%的,奖励50万元;新能源比例达到90%及以上的,奖励30万元;新能源比例达到80%及以上的,奖励20万元。(责任单位:生态环境建设局)

    (八)深化租赁商用车低碳合作

    20.绿色通勤和绿色物流。鼓励企业从短期租赁向绿色长期协作模式转变,支持物流服务商、用车单位、能源供应商共建标准化货物运输新能源运力池,加强上下游供应链协作,共同推进物流全面绿色转型。企业将长期租赁(一年及以上)的燃油燃气货车和大中型客车置换为新能源车辆,且承诺今后不再租赁燃油燃气货车和大中型客车的给予资金奖励,奖励标准为每辆新能源车辆一次性6万元。(责任单位:生态环境建设局)

    (九)推动非道路移动机械新能源化

    21.老旧柴油机械淘汰更新。通过建立“一机一码”数字化监管体系,推动存量机械绿色升级;同步支持设备租赁商、施工企业、制造商共建新能源机械共享平台,推动新能源机械新技术场景化应用,为打造非道路机械零排放示范区提供创新支撑。在经开区进行机械信息编码登记的6类柴油机械报废并置换为新能源机械的企业,按照新能源机械终端售价的30%给予支持,其中获得国家或市级补贴的,按照新能源车终端售价的30%配套支持差额。(责任单位:生态环境建设局)

    22.工地车械电动化。通过试点先行、分类推进等方式,力争破解施工领域非道路机械污染治理瓶颈,探索零碳施工试点示范。鼓励施工工地试点应用车械电动化(小型机械电动化、大型机械试点电动化、进场车辆新能源化),开展试点的工地奖励10万元。(责任单位:生态环境建设局、开发建设局)

    五、实施能碳筑绿行动,构建节能降碳协同体系

    加速推进能源、建筑低碳化发展,构建低碳产业生态,重点推进绿色能源应用、能效提升和建筑绿色化改造。

    (十)实施能效碳效双提升工程

    23.节能降碳技改。围绕工业、交通、建筑、服务行业等领域,支持企业对现有生产工艺和设备开展节能技术改造,项目内容包括但不限于压缩空气系统改造、锅炉(窑炉)改造、余热余压利用、电机系统节能、能量系统优化、大型公建综合节能、供热系统节能等节能技术改造。按照市级部门核定的节能量和奖励数额给予1:1配套支持,项目应建设完成,且通过市级部门最终审核及公示。(责任单位:经济发展局)

    24.公共建筑节能绿色化改造。推动公共建筑节能绿色化改造,按照《北京市建筑绿色发展奖励资金示范项目管理实施细则(试行)》(京建发〔2023〕191号),获得北京市公共建筑节能绿色化改造市级奖励的项目(其中165平方公里范围内的项目应由经开区审核后报市住建委),按照所获市级奖励金额1:0.5的比例给予配套支持,不超过10元/平方米,且单个项目的市区两级奖励金额合计不超过改造投资总额的50%。(责任单位:开发建设局)

    25.绿色建筑创新示范。按照《北京市建筑绿色发展奖励资金示范项目管理实施细则(试行)》(京建发〔2023〕191号)获得北京市绿色建筑市级奖励的项目,按所获市级奖励金额1:1的比例给予配套支持,不超过60元/平方米,单个项目区级奖励金额不超过500万元。在亦庄新城内应用的示范项目,有突出业绩、创新成果,经济环境效益和示范带动作用明显的,经评审,按照项目总投资的20%给予支持,单个项目奖励金额不超过500万元;其中,获得国家或者北京市科技、创新类奖项的,单个项目再奖励50万元。(责任单位:开发建设局)

    26.超低能耗建筑、近零能耗建筑示范。获得北京市超低能耗建筑市级奖励项目,按照所获市级奖励金额1:0.5的比例给予配套支持,不超过100元/平方米,单个项目区级奖励金额不超过500万元。(责任单位:开发建设局)

    (十一)系统布局新能源应用体系

    27.分布式光伏发电。持续推进分布式光伏规模化发展,新建工业厂房项目光伏设施同步设计、施工,厂房屋顶安装光伏面积比例原则上不低于50%;满足荷载条件的存量厂房宜建尽建。分布式光伏发电项目,按照装机容量给予每千瓦800元的一次性奖励。若项目为第三方投资,项目投资方和场地业主方分开申请,各享受奖励资金的50%;若场地业主方为财政预算拨款单位,由项目投资方申请,项目投资方享受全额奖励资金。(责任单位:经济发展局)

    28.新能源供热。构建绿色低碳智能供热体系,新建建筑及新建供热项目优先采用新能源供热或采用新能源耦合常规能源供热。获得市级补助的新能源供热项目,按照项目投资额的10%进行配套支持,新能源供热技术类型包括:浅层地源热泵(不含水源热泵),中深层水热型地热,中深层井下换热型地热,再生水源热泵,污水源热泵,城市和工业余热利用(鼓励优先应用低碳热泵技术),绿电蓄热,绿氢供热等新能源供热系统。(责任单位:经济发展局)

    29.绿电交易。聚焦能源消费结构转型,通过需求侧激励和供给侧扩容双向发力,重点支持数据中心、高端制造等企业率先参与绿电交易,同步推动绿证核发、碳核算与电力交易数据互通。鼓励企业参与北京市绿色电力交易,成功购买绿色电力的企业给予资金奖励,按交易电量每度电奖励0.01元。(责任单位:经济发展局)

    30.绿电碳汇服务。依托全国首家绿电碳汇联合服务工作站,构建绿电交易和减排认证的闭环生态。促进绿色能源消费,协助企业对接绿电绿证资源;持续优化工作站,围绕企业用能信息管理、绿色低碳管理和绿色能力提升需求提供“一企一档”、能耗计算、碳排放测算等功能,助力企业绿色低碳转型。(责任单位:经济发展局)

    31.节能减碳服务。围绕经开区“绿色服务生态圈”建设目标,鼓励亦庄新城内的协会、联盟、咨询机构等咨询服务单位开展节能降碳、清洁生产、能源审计、碳核查、碳中和认证等技术咨询策划业务,对5家及以上区内市级重点用能单位或碳排放单位开展以上技术咨询策划业务的咨询服务单位,每年度奖励10万元。(责任单位:经济发展局)

    (十二)深化碳中和试点示范行动

    32.碳中和认证。鼓励企业、园区通过实施光伏、风电、地源热泵、碳汇抵消、绿电绿证交易等措施实现企业、园区、部分厂房或车间净零碳排放。

    首次获得碳中和认证的规上工业企业,给予50万元奖励,其中自建新能源设施实际发电量应不低于电网购电量的10%;首次获得碳中和认证的限额以上非工业企业,给予50万元奖励,其中自建新能源设施实际发电量应不低于电网购电量的10%,且碳中和年度的电耗在400万度以上;首次获得碳中和认证的城市更新园区,给予50万元奖励,自建新能源设施实际发电量应不低于电网购电量的5%;首次获得部分厂房或车间碳中和认证的重点碳排放单位,给予50万元奖励,其中厂房或车间的自建新能源设施实际发电量应不低于电网购电量的10%,且该厂房或车间碳中和年度的电耗在400万度以上;已获得经开区资金支持的碳中和认证项目,继续按上述要求获得碳中和认证的,给予10万元奖励。

    所有申报单位需经有资质的碳排放核查企业进行碳核查(具有中国合格评定国家认可委员会(CNAS)官方认证的ISO14064-1组织温室气体声明核查资质)。(责任单位:经济发展局)

    六、实施对标树绿行动,培育低碳发展全球标杆

    推进减污降碳协同创新、气候投融资、低碳领跑者等试点建设,推广美丽园区、美丽工厂、美丽社区等“美丽细胞”案例。鼓励企业对标行业各类绿色评价标准,建设示范标杆。

    (十三)推动绿色认证国际对标

    33.全链降碳。以“链式创新”推动全生命周期降碳,支持龙头企业联合上下游企业组建减碳创新联合体,实现供应链碳足迹整体降低。(责任单位:生态环境建设局)

    34.碳足迹认证。鼓励企业积极参与全国温室气体自愿减排交易,充分发挥绿电碳汇联合服务工作站的服务效能,优先引导汽车整车制造、液晶面板等相关产业,以及其他先进制造业重点产品开展碳足迹核算和碳足迹管理,提升产品低碳竞争力。开展产品碳足迹认证并获得认证的,奖励20万元。(责任单位:生态环境建设局)

    35.国际认证。提升企业国际市场认可度,绿色技术标准国际接轨,通过认证牵引、市场拓展和品牌增值的联动机制,支持企业对接欧盟分类法、ISO国际标准等前沿规范,形成“以认证促转型、以标准拓市场”的良性生态。鼓励企业、园区结合业务需求,主动进行国际认证,对获得欧盟NG认证等国际认证的企业奖励20万元。(责任单位:生态环境建设局)

    36. ESG评价。提升企业ESG实践和国际竞争力,建立ESG评价激励机制,鼓励企业将环境责任、社会责任和治理效能深度融入发展战略。政策牵引推动企业健全ESG管理体系,完善环境信息披露机制,强化绿色技术创新应用,全面提升企业可持续发展能力。在国内外主流ESG评级中,获得A级及以上或同等水平级别的企业,奖励20万元。(责任单位:生态环境建设局)

    (十四)培育低碳领跑示范标杆

    37.低碳领跑者。鼓励企业建立能源碳排放管理体系,运用多能源耦合、数字化管理技术,实施节能降碳改造,产品碳强度达到行业先进,形成可复制、可借鉴的行业标杆模式,带动重点行业领域低碳转型。获得北京市先进低碳技术试点优秀项目、低碳领跑者试点的企业,分别奖励50万元。(责任单位:生态环境建设局)

    38.节能目标评价。设立节能目标评价等级,支持重点用能单位在能源管理和使用过程中,不断提升能源利用效率,减少能源消耗,形成绿色、低碳的生产和消费模式。鼓励重点用能单位通过技术创新、管理优化、设备升级等多种手段,实现节能降耗的目标。重点用能单位节能目标评价等级为优秀的企业,奖励20万元。(责任单位:经济发展局)

    39.水效领跑者。重点聚焦电子信息、生物医药、数据中心等领域,支持企业应用智慧水网、零排放工艺等前沿技术,鼓励各类用水主体在节水技术创新、管理优化、设施升级等方面不断探索和实践,获得国家级、市级“水效领跑者”企业,依次奖励50万元、25万元。(责任单位:生态环境建设局)

    40.花园城市建设。推动城绿融合,鼓励非公共建筑主动开放、打开边界,打造花园办公和花园工厂示范场景,鼓励企业通过“认建”和“认养”等方式,参与城市公共绿地的建设和养护工作,形成政府引导、企业参与、社会共治的城市绿化新格局。企业“认建认养”公共绿地,且面积合计超过0.8公顷的给予奖励,其中完成“认建”、“认养”工作的分别奖励20万元、10万元。(责任单位:生态环境建设局)

    七、适用范围和基本条件

    (一)适用范围

    1.本措施中第7~11、14~22、34~37、39~40条支持措施适用于经开区60平方公里范围,以及新扩区域内赋权管理的企事业单位和园区;

    2.其余的支持措施,适用于亦庄新城225平方公里范围。

    (二)基本条件

    1.申报主体应在本措施规定的适用范围内依法经营。其中,“非道路移动机械新能源化项目”的申请主体为机械所有人,“北京市绿色安全工地”和“北京市绿色安全样板工地”奖励,以及施工工地车械电动化试点奖励的申请主体为建筑施工总承包单位。

    2.近三年无重大行政处罚公示信息、刑事犯罪记录,未被列入严重违法失信主体名单,未发生重大生产安全事故和突发环境事件。

    3.同一企业的同一项目,按照“从优不重复”原则予以支持,另有规定的除外。

    4.对于工程类或改造类项目,分两批次给予支持,项目开始实施后,原则上按照奖励额度的50%进行兑现;待项目实施完成后,且含税实际支付金额达到含税项目总投资的90%(含)以上的,再兑现剩余50%的奖励资金。对于其他类项目,按照事后一次性奖励的方式进行兑现。本措施中的项目总投资为不含税实际支付金额,车辆终端售价为不含税金额。

    5.以下项目不列入支持范围:

    (1)属于建设项目环境保护“三同时”的项目。

    (2)未获得节能审查意见的数据中心项目。

    (3)使用政府财政资金投资建设的项目。

    (4)其他相关法律法规规定不予支持的项目。

    八、附则

    (一)各主责部门依据本措施制定办事指南,并面向社会发布,具体申报要求以办事指南为准。

    (二)商用车和非道路移动机械新能源化其他相关要求:

    1.新能源车辆和机械是指纯电动和氢燃料电池车辆和机械,其中置换的新能源机械应向经开区申请机械编码登记。

    2.本措施中的6类柴油非道路移动机械包含挖掘机、装载机、叉车、推土机、压路机和平地机。

    3.在强制报废期限前一年(不含)以内进行报废解体的车辆不予支持。

    4.对于报废车(械)辆数和更新车(械)辆数不一致的,以报废或更新的车(械)辆数量下限为准。

    5.老旧车辆报废时间以本市公安交通管理部门登记的车辆档案注销办理时间为准,机械报废时间以回收企业出具的《报废非道路移动机械回收确认表》时间为准;

    6.购置新能源车辆时间以《机动车销售统一发票》的开具时间为准;购置新能源机械时间以购置发票时间为准,领取经开区机械环保登记号码时间以在国家非道路移动机械监管平台领取机械登记号牌时间为准。

    7.政策发布之后在经开区登记的从事货运经营的、从事客运经营的及自有自用的燃油燃气车辆置换,不予支持。

    8.申报主体属于经开区重点用车单位的,需安装门禁并联网。

    (三)本措施自公布之日起施行,施行期间如遇国家或北京市、经开区相关政策调整的,按照其规定执行。2023年11月28日发布的《北京经济技术开发区促进绿色低碳高质量发展资金奖励办法》(京技管发〔2023〕31号)同时废止。

    (四)本措施由北京经济技术开发区管理委员会负责解释,具体解释工作由北京经济技术开发区生态环境建设局承担。

  • 原文来源:https://newenergy.in-en.com/html/newenergy-2441641.shtml
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    • 来源专题:能源情报网监测服务平台
    • 编译者:郭楷模
    • 发布时间:2025-03-31
    • 2025年3月26日,北京市第十六届人民代表大会常务委员会第十六次会议通过《北京市可再生能源开发利用条例》。文件明确,市加强与其他地区的能源合作,支持可再生能源基地和可再生能源电力输送通道建设,通过政府间合作协议等方式拓宽可再生能源电力来源;鼓励和支持开展跨区域绿色电力交易;加强调峰储能设施建设,优化调度运行。 市城市管理部门应当会同发展改革、规划和自然资源等部门完善政策措施,支持新型电力系统建设,改善电网网架结构,发展分布式智能电网,提高接纳、输送和消费可再生能源电力的能力。 本市支持电网企业、电力调度机构按照国家有关规定优先接纳、调度可再生能源发电项目的上网电量。 详情如下: 北京市可再生能源开发利用条例 (2025年3月26日北京市第十六届人民代表大会常务委员会第十六次会议通过) 目 录 第一章 总 则 第二章 目标与规划 第三章 推广与应用 第四章 支持与保障 第五章 附 则 第一章 总 则 第一条 为了促进可再生能源开发利用,推动本市经济社会绿色低碳转型和可持续发展,根据《中华人民共和国能源法》《中华人民共和国可再生能源法》等有关法律、行政法规,结合本市实际,制定本条例。 第二条 本条例适用于本市行政区域内太阳能、地热能、风能、水能、生物质能、空气能等可再生能源的开发利用及相关管理活动。 第三条 本市可再生能源开发利用应当落实碳达峰碳中和目标,实施国家能源消耗总量和强度双控向碳排放总量和强度双控全面转型新机制,坚持统筹规划、科学开发、合理利用、创新驱动的原则,促进可再生能源发展与城市建设相融合。 第四条 市、区人民政府应当加强对可再生能源开发利用工作的组织领导和统筹协调,将其纳入国民经济和社会发展规划及年度计划,及时研究解决工作中的重大问题。 第五条 市、区发展改革部门负责本行政区域内可再生能源开发利用的管理工作。 市、区科技、经济和信息化、规划和自然资源、生态环境、住房城乡建设、城市管理、交通、水务、农业农村、统计、园林绿化、气象等部门在各自职责范围内负责有关可再生能源开发利用的管理工作。 第六条 本市健全可再生能源市场体系,规范市场秩序,依法平等保护可再生能源市场各类主体的合法权益。 各级人民政府及有关部门应当采取多种形式加强可再生能源相关法律法规和知识的宣传教育,鼓励单位和个人参与可再生能源的开发利用,引导全社会的绿色能源消费,促进形成绿色低碳的生产生活方式。 第七条 本市与天津市、河北省等地区建立健全可再生能源开发利用协作机制,在资源开发、设施互联、科技创新、产业发展、市场建设等方面开展交流合作。 第二章 目标与规划 第八条 市发展改革部门应当会同经济和信息化、规划和自然资源、城市管理、水务、气象等部门和区人民政府,对本市可再生能源的类型、分布情况、应用领域等资源情况开展调查。 可再生能源资源的调查结果应当公布,但国家和本市规定需要保密的内容除外。 第九条 市发展改革部门按照国家确定的本市可再生能源开发利用中长期目标,结合本市可再生能源的资源调查结果和技术条件,会同各区人民政府确定各区可再生能源开发利用目标,并对目标完成情况进行评估、监测与考核。 第十条 市发展改革部门应当会同规划和自然资源、生态环境、住房城乡建设、城市管理、气象等部门和区人民政府,依据国家可再生能源开发利用规划和本市可再生能源开发利用中长期目标,综合考虑资源禀赋、供给能力、消费需求、开发利用经济性等因素,编制本市可再生能源开发利用规划,经市人民政府批准后,按照国家有关规定备案并组织实施。 第十一条 发展改革、城市管理等部门应当将可再生能源开发利用规划相关内容纳入能源发展、供热建设发展等规划。 编制各级国土空间规划,应当统筹考虑本市可再生能源开发利用任务,按照所在地区国土空间发展要求,保障可再生能源电力输送通道以及重大工程、重点区域可再生能源开发利用的用地需求。 第三章 推广与应用 第十二条 市发展改革部门应当会同经济和信息化、规划和自然资源、住房城乡建设、城市管理、农业农村等部门,推进建设下列可再生能源发电项目: (一)分布式光伏发电项目; (二)在具备条件的关停废弃矿区、垃圾填埋场和荒滩、荒坡等未利用地建设集中式光伏发电项目; (三)在具备条件的产业园区、农村地区建设分散式风电项目; (四)其他符合条件的可再生能源发电项目。 第十三条 本市加强与其他地区的能源合作,支持可再生能源基地和可再生能源电力输送通道建设,通过政府间合作协议等方式拓宽可再生能源电力来源;鼓励和支持开展跨区域绿色电力交易;加强调峰储能设施建设,优化调度运行。 第十四条 市城市管理部门应当会同发展改革、规划和自然资源等部门完善政策措施,支持新型电力系统建设,改善电网网架结构,发展分布式智能电网,提高接纳、输送和消费可再生能源电力的能力。 第十五条 本市支持电网企业、电力调度机构按照国家有关规定优先接纳、调度可再生能源发电项目的上网电量。 电网企业应当科学评估电力系统接纳能力,建设与可再生能源发电项目规模和进度相适应的配套电网设施。 电网企业应当及时为可再生能源发电企业提供并网设计必要信息和办理流程时限查询、咨询答疑等规范便捷的并网服务。 可再生能源发电企业应当配合电网企业保障电网安全。 第十六条 市发展改革、城市管理等部门应当综合考虑各类新型储能技术的成熟度、经济性、安全性等因素,稳妥推动新型储能设施建设。 本市按照国家有关规定有序建设抽水蓄能电站项目。 第十七条 本市鼓励综合利用可再生能源发电项目、新型储能设施和新能源汽车等灵活负荷,探索建设智能微电网,发展智慧能源项目。 本市探索绿色电力直供,促进就近消纳,提高利用效率。 第十八条 发展改革、规划和自然资源、城市管理、农业农村等部门应当支持在新建或者改造供热、供冷系统过程中,科学有序开发利用浅层、中深层地热能,推广应用再生水源、空气源热泵技术和太阳能光热技术,充分挖掘利用余热资源,建设相关配套储热、储冷设施,推动可再生能源与传统能源供热、供冷联动发展。 建设需要取水的地热能开发利用项目,应当遵守国家和本市地下水、地热资源管理的有关规定。 第十九条 发展改革、生态环境、城市管理、农业农村、园林绿化、交通等部门应当统筹生物质能开发利用与生态环境保护,科学指导农林废弃物、生活垃圾等生物质资源开发利用项目建设,支持生物质能合理用于发电、供热、交通等领域。 第二十条 本市科学布局和建设可再生能源制氢、加氢基础设施,拓展氢能在发电、供热、交通等领域的应用。 第二十一条 利用可再生能源生产的燃气、热力、氢,符合国家燃气管网和热力管网入网技术标准的,经营燃气管网和热力管网的企业应当接受其入网。 第二十二条 发展改革部门应当会同规划和自然资源、经济和信息化、住房城乡建设、城市管理、交通、农业农村等部门完善政策措施,推动在工业、建筑、交通等重点行业领域和城市更新、乡村建设、能源系统改造、产业园区建设等方面开发利用可再生能源,支持建设以可再生能源为主、多能互补的综合能源项目。 第二十三条 新建、改建、扩建建设项目,建设单位应当对可再生能源开发利用条件进行研究,依照有关法律法规和国家有关强制性标准,选择合适的可再生能源用于发电、供热、制冷等。 政府投资相关项目应当优先开发利用可再生能源,鼓励引入社会资金参与可再生能源设备设施的投资建设。 发展改革部门应当会同规划和自然资源、生态环境、住房城乡建设、城市管理、气象等部门建立健全可再生能源应用指导机制,支持和指导建设单位结合建设规模、投资规模开发利用可再生能源。 第二十四条 建设项目需要编制固定资产投资项目节能报告的,建设单位应当在节能报告中明确可再生能源开发利用情况,发展改革部门应当依法进行审查。 第二十五条 可再生能源开发利用设施应当与建设项目主体工程同步设计、同步施工、同步验收。 设计、施工、监理单位应当按照国家和本市有关规定将可再生能源开发利用内容纳入项目设计文件、施工组织设计、监理实施细则或者方案。 项目建设主体应当自行或者委托社会化运维机构做好可再生能源开发利用设施的维护管理,保证正常使用,任何单位和个人不得擅自拆改或者损坏。 第二十六条 政府有关部门应当对建设项目立项、设计、施工、监理、维护管理等环节落实可再生能源开发利用要求的情况进行监督检查和监测评估,具体办法由市发展改革部门会同规划和自然资源、住房城乡建设、城市管理等部门制定。 第二十七条 本市建立健全可再生能源消费促进机制,按照国家有关规定落实非化石能源不纳入能源消耗总量和强度双控要求,逐步与碳排放总量和强度双控制度衔接,鼓励能源用户优先使用可再生能源,推动实现可再生能源在能源消费中的比重目标。 重点用能单位、重点碳排放单位、绿色发展示范区、低碳园区应当按照国家有关规定提升可再生能源消费水平。 公共机构应当优先采购和使用可再生能源,使其可再生能源消费在能源消费中的比重不低于全市平均水平。 第二十八条 本市建立可再生能源电力消纳责任权重考核机制。市发展改革部门应当按照国家下达的本市可再生能源电力消纳责任权重,组织制定可再生能源电力消纳实施方案,确定各区消纳责任权重,将消纳量分解到供电企业、售电企业、相关电力用户、使用自备电厂供电的企业等相关经营主体,并对消纳责任落实情况进行监测、考核。 经营主体可以通过自建可再生能源发电项目、购买绿色电力和绿色电力证书等方式,落实可再生能源电力消纳责任。 第二十九条 市城市管理、发展改革等部门应当完善绿色电力交易服务管理机制,指导经营主体积极参与绿色电力交易,为经营主体参与绿色电力和绿色电力证书交易提供智能化、便利化服务。 第三十条 发展改革部门应当组织编制可再生能源开发利用指南,面向企业事业单位、村民委员会、居民委员会及其他组织和个人开展培训,普及有关知识,推广典型应用案例。 销售可再生能源产品或者提供可再生能源技术服务的单位和个人,应当对所销售的产品质量或者所提供的技术服务负责,向用户说明安全操作知识,提供售后服务。 第四章 支持与保障 第三十一条 本市鼓励和支持开展可再生能源领域基础性、关键性和前沿性的技术、装备及相关新材料的研究、开发、示范和推广应用,鼓励、引导社会资金投入可再生能源科技创新。 市科技、发展改革等部门应当支持企业、高等学校、科研机构参与建设可再生能源领域的科技创新平台和公共服务平台,推动相关重点实验室、工程研究中心等科技基础设施建设,组织开展关键核心技术联合攻关。 第三十二条 市政府有关部门应当按照国家可再生能源发展产业指导目录和本市产业促进政策,将可再生能源开发利用纳入本市高精尖产业发展规划,支持先进光伏、地热、生物质能、新型储能、智能电网等符合区域产业布局的可再生能源产业发展,推动完善上下游产业链、供应链,支持建设综合性、专业性的可再生能源产业集聚地和应用示范区。 鼓励可再生能源高端制造业,咨询设计、研发试验、检测认证等科技服务业以及综合能源服务业发展。 支持高等学校、科研机构、企业与天津市、河北省以及其他地区的相关单位在可再生能源主要设备、关键部件研发、生产制造和回收利用等领域开展产业合作。 第三十三条 市发展改革部门应当组织推广可再生能源开发利用相关国家标准、行业标准,并根据需要组织制定和修订地方标准,完善标准体系。 市政府有关部门在制定和修订工业、建筑、交通、电力、热力等领域相关标准时,应当结合实际提出促进可再生能源开发利用的要求。 鼓励企业事业单位、行业协会制定可再生能源开发利用相关团体标准和企业标准,加强可再生能源国际标准研究,参与国际标准体系建设。 第三十四条 本市优化可再生能源开发利用项目的相关审批程序,简化申报材料,缩短审批时间。 在固定资产投资项目立项手续中,对建设项目主体工程已经明确可再生能源开发利用内容的,不再单独办理可再生能源项目立项手续。 第三十五条 市、区人民政府及其有关部门应当根据可再生能源开发利用需要和财力状况,合理安排资金支持可再生能源科技研发和成果转化、示范工程建设等事项。 第三十六条 本市鼓励金融机构对符合条件的可再生能源开发利用项目提供信贷、债券、保险、担保等绿色金融服务。 第三十七条 市统计部门应当会同发展改革等部门依法健全可再生能源统计制度,完善统计指标体系和统计方法。 相关单位应当根据可再生能源统计制度有关要求,真实、准确、完整、及时地向有关部门报送可再生能源统计相关数据。 第五章 附 则 第三十八条 本条例自2025年5月1日起施行。
  • 《北京出台2025年电力市场化交易方案、绿色电力交易方案》

    • 来源专题:能源情报网监测服务平台
    • 编译者:郭楷模
    • 发布时间:2024-12-17
    • 12月13日,北京市城市管理委员会发布关于印发北京市2025年电力市场化交易方案、绿色电力交易方案的通知。其中北京市2025年电力市场化交易方案中提到:2025年,北京市电力市场化交易总电量规模拟安排910亿千瓦时,其中,直接市场交易规模300亿千瓦时,电网代理购电规模610亿千瓦时。 原文如下: 北京市城市管理委员会关于印发北京市2025年电力市场化交易方案、绿色电力交易方案的通知 (京管发〔2024〕11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,各有关市场主体: 现将《北京市2025年电力市场化交易方案》《北京市2025年绿色电力交易方案》印发给你们,请遵照执行。《关于印发北京市2024年电力市场化交易方案、绿色电力交易方案的通知》(京管发〔2023〕16号)自2025年1月1日起废止。 特此通知。 北京市城市管理委员会 2024年12月12日 北京市2025年电力市场化交易方案 为贯彻落实国家发展改革委、国家能源局《关于印发<电力中长期交易基本规则>的通知》(发改能源规〔2020〕889号)、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)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2025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 2025年,北京市电力市场化交易总电量规模拟安排910亿千瓦时,其中,直接市场交易规模300亿千瓦时,电网代理购电规模610亿千瓦时。 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。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。 (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,2025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。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)合同电量转让交易产生的合同仅限于用户侧批发市场交易结算,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。合同电量转让交易结算采用月清月结方式。 2.交易单元 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 2025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。 (三)分时电价 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。 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,按照新政策执行。 五、结算方式 2025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 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为调节系数。 2025年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向经营主体发布。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 2025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经营主体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,根据经营主体的偏差电量和偏差率设定偏差结算差额资金分摊基数,作为各经营主体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 各经营主体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经营主体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。 当经营主体发生电费追退补时,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。双方根据需要可约定绿色电力环境价值补偿条款。 3.为抵御市场风险,保障购售双方利益,鼓励零售用户、售电公司约定零售价格上下限。 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。 (四)偏差结算 1.售电公司与零售用户可协商确定偏差共担比例。零售用户偏差共担费用总额不超过售电公司批发市场偏差电量多支出的购电费用。零售用户的偏差共担费用,按用户偏差电量绝对值折价后纳入零售合同的电能量价格计算。 2.零售用户、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。 (二)市场化电力用户(含售电公司、电网代理购电)2025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。 (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。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%),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(2025年示范文本)、北京市市场化直接交易结算指引(2025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,涉及偏差共担费用调整的,在发生退补的经营主体间进行清算。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)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)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。 (十一)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。 (十二)北京市2025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。 北京市2025年绿色电力交易方案 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,推进本市绿色电力交易工作有序开展,按照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)、华北能源监管局《关于完善绿电交易机制推动京津唐电网平价新能源项目入市的通知》(华北监能市场〔2023〕46号)以及国家发展改革委、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)等文件要求,特制定本方案。 一、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(以下简称绿证),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。售电公司、电力用户可通过绿色电力交易平台(以下简称交易平台)购买绿色电力。 二、经营主体 参与本市绿色电力交易的经营主体包括:售电公司、电力用户。 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。批发用户直接与发电企业进行交易购买绿色电力产品,零售用户通过售电公司代理购买绿色电力产品。零售用户与售电公司签订市场化购售电合同结算确认协议,提交首都电力交易中心后,由售电公司代理参加绿色电力交易,并与售电公司保持其他市场电量代理关系不变。 相关经营主体根据自身实际需求,在充分知悉绿色电力市场交易风险前提下,秉承真实、自愿原则参与绿色电力交易。 三、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。绿色电力交易依托交易平台开展,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。 四、交易安排 (一)交易周期 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)等为周期常态化组织开展绿色电力交易,适时开展月内绿色电力交易。 (二)交易申报 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,分月电量不得超过其月度实际最大可用电能力。 (三)交易价格 绿色电力交易价格由市场化机制形成,应充分体现电能量价格和绿色电力环境价值。用户用电价格由绿色电力交易价格、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加构成。绿色电力环境价值可参考国网经营区平价绿证市场上一结算周期(自然月)的平均价格。上网环节线损费用按照电能量价格依据有关政策规则执行,输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加按照国家及北京有关规定执行。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。原则上,绿色电力环境价值不纳入峰谷分时电价机制以及力调电费等计算,具体按照国家及北京市有关政策规定执行。 五、交易组织 北京市绿色电力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)京津唐电网绿色电力交易组织流程 1.需求申报 北京电力交易中心会同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、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。 2.安全校核 北京电力交易中心将无约束交易结果提交相关调度机构安全校核,经安全校核后发布有约束交易结果。 (二)跨区跨省绿色电力交易组织流程 跨区跨省绿色电力交易按照国家相关部门规则文件组织实施。 六、交易结算 绿色电力交易优先结算,月结月清,合同偏差电量不滚动调整。经营主体应分别明确电能量价格与绿色电力环境价值。其中,电能量价格结算方式按照华北能源监管局现行政策文件执行,调节系数参照《北京市2025年电力市场化交易方案》执行;绿色电力环境价值按当月合同电量、发电企业上网电量、电力用户用电量三者取小的原则确定结算数量(以兆瓦时为单位取整数,尾差滚动到次月核算)进行结算。其中,同一电力用户/售电公司与多个发电企业签约,总用电量低于总合同电量的,该电力用户/售电公司对应于各发电企业的用电量按总用电量占总合同电量比重等比例调减;同一发电企业与多个电力用户/售电公司签约的,总上网电量低于总合同电量时,该发电企业对应于各电力用户/售电公司的上网电量按总上网电量占总合同电量比重等比例调减。 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。 七、绿证划转 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,并将有关信息推送至北京电力交易中心,绿证信息计入交易平台发电企业的绿色电力账户;北京电力交易中心依据绿色电力交易结算结果等信息,经发用双方确认后,在交易平台将绿证由发电企业划转至电力用户。 八、相关工作要求 (一)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。 (二)鼓励电力用户积极参与绿色电力交易,提高可再生能源消费占比,在绿色电力交易各个环节落实优先组织、优先调度、优先结算相关要求。 (三)鼓励跨国公司及其产业链企业、外向型企业、行业龙头企业购买绿证、使用绿色电力产品,发挥示范带动作用。支持外商投资企业参与绿证交易和绿色电力交易。推动中央企业、地方国有企业、机关和事业单位发挥先行带头作用,稳步提升绿色电力产品消费比例。强化高耗能企业绿色电力消费责任,按要求提升绿色电力消费水平。支持重点企业、园区等高比例消费绿色电力,打造绿色电力企业、绿色电力园区、绿色电力单位。支持城市副中心开展绿色电力、绿证交易,助力高质量发展。 (四)交易公告发布前,应报送市城市管理委。北京电力交易中心、首都电力交易中心应及时组织有意向参与绿色电力交易的经营主体进行交易平台操作培训和政策宣贯。 (五)北京市2025年绿电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。