北京市城市管理委員會關于印發北京市2026年電力市場化交易方案、綠色電力交易方案的通知（京管發〔2025〕4號）
北京電力交易中心、國網華北分部、國網北京市電力公司、首都電力交易中心，各有關市場主體：
現將《北京市2026年電力市場化交易方案》《北京市2026年綠色電力交易方案》印發給你們，請遵照執行。《關于印發北京市2025年電力市場化交易方案、綠色電力交易方案的通知》（京管發〔2024〕11號）自2026年1月1日起廢止。
特此通知。
北京市城市管理委員會
2025年12月5日
北京市2026年電力市場化交易方案
為貫徹落實國家發展改革委《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（發改價格〔2021〕1439號）、國家發展改革委《電力市場運行基本規則》（2024年第20號令）、國家發展改革委、國家能源局《關于做好2026年電力中長期合同簽約履約工作的通知》（發改運行〔2025〕1502號）等文件要求，持續做好北京地區電力市場化改革，充分發揮電力中長期交易壓艙石、穩定器作用，穩妥推進北京市2026年電力市場化直接交易工作，結合北京市實際，特制定本方案。
一、交易電量規模
2026年，北京市電力市場化交易總電量規模擬安排950億千瓦時，其中，直接市場交易規模350億千瓦時，電網代理購電規模600億千瓦時。
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原則上全部直接參與市場交易（直接向發電企業和售電公司購電，下同）。
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，電力用戶可以供用電合同上的單位名稱申請入市，也可以繳費人的單位名稱申請入市（需獲得供用電合同上的單位授權，視同供用電合同上的單位入市）。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電力用戶，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，可在每月20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）市場成員
1.發電企業
符合國家能源局《電力市場注冊基本規則》（國能發監管規〔2024〕76號）等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.電力用戶
在首都電力交易平臺注冊生效的電力用戶分為批發用戶和零售用戶，并按照注冊類型，分別參與批發市場和零售市場。
4.電力市場運營機構
包括北京電力交易中心市場交易二部、首都電力交易中心；華北電力調度控制中心、北京電力調度控制中心等。
（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，2026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。采用雙邊協商方式時，發、用雙方協商確定電量曲線；采用集中競價交易時，成交電量默認按北京典型負荷曲線電量比例分解，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）合同電量轉讓交易按照華北能源監管局及北京地區有關規則執行。
2.交易單元
發電企業：將在交易平臺注冊生效的發電企業所屬機組統一打包參與交易。
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%。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
2026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
批發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；零售用戶的用電價格由零售合同電能量價格、上網環節線損費用、輸配電價、系統運行費用、政府性基金及附加等構成。其中：
上網電價由市場化交易形成，零售合同電能量價格由售電公司與零售用戶簽訂零售套餐約定。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。
輸配電價包括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，如遇電價政策調整，按新政策執行。
（三）分時電價
發電企業、批發用戶、售電公司采用分時段報量、單一報價的模式，按照24時段分別報量，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。如遇電價政策調整，按新政策執行。
批發用戶通過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；零售用戶按照零售合同電能量價格作為平段價格，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，按新政策執行。
五、結算方式
2026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
本地新能源發電企業的偏差結算方式按照《北京市2026年綠色電力交易方案》執行。
批發用戶、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K。U1、U2分別為用戶側偏差電量超用、少用調節系數。
2026年用戶側合同偏差電量部分按照以下價格結算:
超用電量結算電價：max[京津唐當月月度競價出清價，批發用戶、售電公司當月中長期交易合同電能量均價]*U1。
少用電量結算電價：min[京津唐當月月度競價出清價，批發用戶、售電公司當月中長期交易合同電能量均價]*U2。
2026年批發用戶、售電公司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發布。電網企業代理購電產生的偏差電量，按照京津唐電網月度競價出清價格結算。
（二）偏差資金
2026年，批發用戶、售電公司因合同偏差電量結算引起的偏差資金，原則上在北京地區批發用戶、售電公司范圍內分攤。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批發用戶、售電公司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用戶、售電公司支出的電能量合同費用及偏差結算費用總和與北京電網向北京本地參與中長期交易的新能源發電企業、華北電網支付的直接交易電能量合同費用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用戶-M電網；
M為當月偏差結算差額資金總額；
M用戶為當月批發用戶、售電公司支出的電能量合同費用及偏差結算費用總和；
M電網為北京電網向北京本地參與中長期交易的新能源發電企業、華北電網支付的直接交易電能量合同費用及偏差結算費用總和。
（2）分攤基數
按照資金分攤原則，根據批發用戶、售電公司的偏差電量和偏差率設定偏差結算差額資金分攤基數，作為各批發用戶、售電公司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
各批發用戶、售電公司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批發用戶、售電公司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。
當發生電費追退補時，不再對歷史差額資金進行還原和分配，納入追補月份差額資金總額進行統一分配。
（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
1.零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。
2.合同期內如遇國家出臺電價優惠政策，將特定行業納入執行居民價格的非居民用戶管理時，符合條件的零售用戶可選擇退市，不執行無理由退市懲罰電價，相應產生的偏差電量納入偏差免責范圍。
（二）零售價格
1.零售合同的電能量價格在“北京燃煤基準價±20%”范圍內形成，零售用戶與售電公司結算的電能量價格不包含煤電容量電價。
2.合同期內如遇國家電價政策調整影響零售交易時，售電公司和零售用戶應通過簽訂補充協議或在合同中增加約束條款等形式落實國家要求。
（三）零售套餐
1.零售用戶、售電公司簽訂零售市場購售電合同，分別約定綠色電力交易、非綠色電力交易零售套餐，可采用固定價格模式、聯動價格模式、比例分成模式來約定零售合同價格，適時增加其他模式零售結算套餐。
2.綠色電力零售套餐應分別明確電能量價格和綠色電力環境價值。零售用戶的綠色電力環境價值按對應綠色電力批發合同中綠色電力環境價值結算。
3.為抵御市場風險，促進批零價格傳導，當售電公司月度批零價差（Δ）滿足Δ>1.2×（2025年度市場平均批零價差）時，超額部分金額（Δ-1.2×年度平均價差）按照售電公司與零售用戶協商確定的比例進行分享，分享比例應大幅向零售用戶傾斜。售電公司月度批發購電均價計算時包括合同電費和偏差電費，不包括差額資金。
4.售電公司依據零售用戶實際用電量結算零售收入，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，售電收益包含售電服務收益，售電服務費不再單列。
5.售電公司與零售用戶可協商確定偏差電量允許范圍及偏差電量共擔價格。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、信息披露
（一）鼓勵售電公司在電力交易平臺發布可簽約標準套餐及可簽約電量，每家售電公司發布的套餐不少于1種。
（二）售電公司、電力用戶在參與市場交易前，應按照信息披露基本規則要求完成信息披露。首都電力交易中心向市城市管理委報送披露情況。
（三）按照信息披露基本規則，首都電力交易中心按月披露市場結算總體情況及分類構成情況、零售市場結算均價分布情況等，便于零售用戶查詢使用。
（四）市場交易清分結果向經營主體公示時，如因公示期為節假日致使經營主體未及時確認，差錯電量電費通過追退追補方式訂正。
八、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。原則上，售電公司綠色電力交易電量需全部分配至零售用戶。零售用戶更換售電公司時，若涉及到多年期交易合同，須由幾方主體共同協商一致后，進行售電公司更換。簽訂多年期交易合同的售電公司、零售用戶應注意多年期交易合同期限與交易平臺中代理關系綁定期限對應。
（二）市場化電力用戶（含售電公司、電網代理購電）2026年度中長期合同簽約電量應不低于上一年度用電量的80%，并通過后續合同簽訂，保障電力中長期合同簽約電量比例不低于90%。鼓勵經營主體簽訂一年期以上的電力中長期合同。各類經營主體應綜合考慮合同執行情況及市場變化因素，合理簽訂中長期合同。原則上，售電公司應充分調研其代理的零售用戶用電需求后參與批發交易，做到批發交易電量與零售用戶用電需求匹配。
（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。2026年，北京市承擔消納責任的經營主體年度最低消納責任權重預期性指標暫定為31.6%（非水30.0%），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經營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）北京市電力零售市場購售電合同（2026年示范文本）、北京市市場化直接交易結算指引（2026年）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）電力用戶因計量裝置故障等原因產生電量差錯，發生于當年賬期的電量，按照交易合同、零售套餐等參數計算相關經營主體退補電費，原則上，對發電側和用電側電量追退補后，不對差錯月市場發用兩側綜合結算均價等進行調整。發生于歷年賬期的電量，按照電力用戶對應月份交易電能量結算價格計算，售電公司相關費用不再追溯。
（九）首都電力交易中心負責組織發電企業、售電公司與批發用戶，適時開展分時段電力交易相關培訓及模擬測試工作。模擬測試按24時段報量報價模式組織申報，分時出清形成交易結果，結果不作為實際執行和結算依據。本市將根據模擬測試情況，適時對交易方式作出調整。
（十）建立零售套餐風險預警機制，首都電力交易中心應做好市場監測，當電力零售套餐價格超過市場平均預期水平時，對相關經營主體進行風險提示，并及時上報市城市管理委。
（十一）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經營主體做好信息披露。如經營主體存在違約行為，及時做好記錄，定期上報市城市管理委。
（十二）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。不得串通報價、哄抬價格、擾亂市場秩序，不能濫用市場支配地位操縱市場價格，擁有售電公司的發電企業，不得利用“發售一體”優勢直接或變相以降低所屬售電公司購電成本的方式搶占市場份額，不得對民營售電公司等各類售電主體和電力大用戶進行區別對待。有多個發電廠組成的發電企業進行電能量交易，不得集中報價。發電側、售電側相關經營主體之間不得通過線上、線下等方式在中長期雙邊協商交易外統一約定交易價格、電量等申報要素實現特定交易。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經營主體的責任。
（十三）北京市2026年電力市場化交易按照本方案執行，如遇政策調整，由市城市管理委另行發布。
北京市2026年綠色電力交易方案
為貫徹落實碳達峰、碳中和戰略部署，加快建立有利于促進綠色能源生產消費的市場體系和長效機制，推進本市綠色電力交易工作有序開展，按照國家發展改革委辦公廳、國家能源局綜合司《關于有序推進綠色電力交易有關事項的通知》（發改辦體改〔2022〕821號）、華北能源監管局《關于完善綠電交易機制推動京津唐電網平價新能源項目入市的通知》（華北監能市場〔2023〕46號）、國家發展改革委、國家能源局《關于印發〈電力中長期交易基本規則-綠色電力交易專章〉的通知》（發改能源〔2024〕1123號）以及國家發展改革委、國家能源局《關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》（發改價格〔2025〕136號）等文件要求，特制定本方案。
一、綠色電力交易定義
綠色電力交易是指以綠色電力和對應綠色電力環境價值為標的物的電力交易品種，交易電力同時提供國家核發的可再生能源綠色電力證書（以下簡稱綠證），用以滿足發電企業、售電公司電力用戶等出售、購買綠色電力的需求。初期，參與綠色電力交易的發電側主體為風電、光伏發電項目，條件成熟時，可逐步擴大至符合條件的其他可再生能源。售電公司、電力用戶可通過綠色電力交易平臺（以下簡稱交易平臺）購買綠色電力。
二、經營主體
參與本市綠色電力交易的經營主體包括：新能源發電企業、售電公司、電力用戶。
本市新能源發電企業參與市場按照《北京市2026年新能源發電企業參與電力中長期交易實施細則》（見附件）執行。
售電公司、電力用戶（含批發用戶、零售用戶）須在交易平臺注冊生效。批發用戶直接與發電企業進行交易購買綠色電力產品，零售用戶通過售電公司代理購買綠色電力產品。零售用戶與售電公司簽訂市場化購售電合同結算確認協議，提交首都電力交易中心后，由售電公司代理參加綠色電力交易，并與售電公司保持其他市場電量代理關系不變。
相關經營主體根據自身實際需求，在充分知悉綠色電力市場交易風險前提下，秉承真實、自愿原則參與綠色電力交易。
三、交易方式
2026年本市綠色電力交易主要包括本市經營主體參與北京市綠色電力交易、京津唐電網綠色電力交易、跨區跨省綠色電力交易。綠色電力交易依托交易平臺開展，北京市綠色電力交易方式為雙邊協商、掛牌交易等；京津唐電網綠色電力交易方式為雙邊協商、集中競價；在參與跨區跨省綠色電力交易時，鼓勵發用雙方簽訂多年期綠色電力購買協議。
四、交易安排
（一）交易周期
北京電力交易中心會同首都電力交易中心根據經營主體需求及風電、光伏發電企業交易意向，以年（多年）、月（多月）、月內等為周期常態化組織開展綠色電力交易。
（二）交易申報
經營主體參與京津唐電網、北京市綠色電力交易時，申報方式參照《北京市2026年電力市場化交易方案》執行；經營主體參與跨區跨省綠色電力交易時，應分時段報量、報價，以分時段成交結果加權價格參與峰谷浮動。分月電量不得超過其月度實際最大可發、用電能力。
（三）交易價格
綠色電力交易價格由市場化機制形成，應充分體現電能量價格和綠色電力環境價值。用戶用電價格由綠色電力交易價格、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。綠色電力環境價值可參考國網經營區平價綠證市場上一結算周期（自然月）的平均價格。上網環節線損費用按照電能量價格依據有關政策規則執行，輸配電價、系統運行費用、政府性基金及附加按照國家及北京市有關規定執行。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。原則上，綠色電力環境價值不納入峰谷分時電價機制以及力調電費等計算，具體按照國家及北京市有關政策規定執行。
五、交易組織
北京市綠色電力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）北京市綠色電力交易組織流程
北京市綠色電力交易組織流程按照附件執行。
（二）京津唐電網綠色電力交易組織流程
1.需求申報
北京電力交易中心會同首都電力交易中心在交易平臺發布交易公告。經營主體按時間規定申報、確認電量（電力）、電價等信息，交易平臺出清形成無約束交易結果。
2.安全校核
北京電力交易中心將無約束交易結果提交相關調度機構安全校核，經安全校核后發布有約束交易結果。
（三）跨區跨省綠色電力交易組織流程
跨區跨省綠色電力交易按照國家相關部門規則文件組織實施。
六、交易結算
綠色電力交易優先結算，月結月清，合同偏差電量不滾動調整。經營主體應分別明確電能量價格與綠色電力環境價值。其中，電能量價格結算方式按照華北能源監管局現行政策文件執行，調節系數參照《北京市2026年電力市場化交易方案》執行；綠色電力環境價值按當月合同電量、發電企業上網電量、電力用戶用電量三者取小的原則確定結算數量（以兆瓦時為單位取整數，尾差滾動到次月核算）進行結算。其中，同一電力用戶/售電公司與多個發電企業簽約，總用電量低于總合同電量的，該電力用戶/售電公司對應于各發電企業的用電量按總用電量占總合同電量比重等比例調減；同一發電企業與多個電力用戶/售電公司簽約的，總上網電量低于總合同電量時，該發電企業對應于各電力用戶/售電公司的上網電量按總上網電量占總合同電量比重等比例調減。
對參與綠色電力交易的電力用戶按綠色電力交易結算電量給予每度電0.02元的獎勵。
七、綠證劃轉
國家能源局電力業務資質管理中心為新能源發電企業核發綠證，并將有關信息推送至北京電力交易中心，綠證信息計入交易平臺發電企業的綠色電力賬戶；參與綠色電力交易的對應綠證通過國家綠證核發交易系統，由國家能源局資質中心依據綠色電力交易結算結果等信息劃轉，劃轉后的綠證相關信息與北京電力交易中心同步。
八、相關工作要求
（一）本市新能源發電企業自2026年1月1日起參與電力市場交易，具體實施細則詳見附件。
（二）綠證是我國可再生能源電量環境屬性的唯一證明，是認定可再生能源電力生產、消費的唯一憑證。
（三）鼓勵電力用戶積極參與綠色電力交易，提高可再生能源消費占比，在綠色電力交易各個環節落實優先組織、優先調度、優先結算相關要求。
（四）鼓勵跨國公司及其產業鏈企業、外向型企業、行業龍頭企業購買綠證、使用綠色電力產品，發揮示范帶動作用。支持外商投資企業參與綠證交易和綠色電力交易。推動中央企業、地方國有企業、機關和事業單位發揮先行帶頭作用，穩步提升綠色電力產品消費比例。強化高耗能企業綠色電力消費責任，按要求提升綠色電力消費水平。支持重點企業、園區等高比例消費綠色電力，打造綠色電力企業、綠色電力園區、綠色電力單位。支持城市副中心開展綠色電力、綠證交易，助力高質量發展。
（五）交易公告發布前，應報送市城市管理委。北京電力交易中心、首都電力交易中心應及時組織有意向參與綠色電力交易的經營主體進行交易平臺操作培訓和政策宣貫。
（六）北京市2026年綠色電力交易按照本方案執行，如遇政策調整，由市城市管理委另行發布。
本文鏈接：http://knowith.com/news-7-2451.html北京市城市管理委員會關于印發北京市2026年電力市場化交易方案、綠色電力交易方案的通知（京管發〔2025〕4號）
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