2月4日，內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局發(fā)布《關(guān)于做好2024年內(nèi)蒙古電力多邊交易市場中長期交易有關(guān)事宜的通知》。根據(jù)文件符合電力市場入市條件的蒙西電網(wǎng)現(xiàn)役燃煤機組、風(fēng)電（暫不含分散式風(fēng)電）及光伏發(fā)電（暫不含分布式光伏和扶貧光伏）項目，可按要求直接參與市場。

在新能源交易方面，文件明確，交易開展前，新能源發(fā)電企業(yè)需向交易機構(gòu)申報全年發(fā)電能力并分解到月，月分解電量原則上應(yīng)介于近三年同月最大上網(wǎng)電量與最小上網(wǎng)電量之間，年內(nèi)新并網(wǎng)的新能源企業(yè)申報電量應(yīng)介于近3年所在區(qū)域同類型發(fā)電的（風(fēng)電、光伏）平均水平及最大發(fā)電水平之間。未主動進行發(fā)電能力申報的，按同區(qū)域同類型平均申報發(fā)電能力曲線執(zhí)行。每月交易開展前可以根據(jù)企業(yè)實際發(fā)電情況對次月發(fā)電能力做出調(diào)整。新能源月度發(fā)電能力作為當(dāng)月新能源交易（含置換交易）電量上限。采取交易價格聯(lián)動機制的電力用戶暫不參與新能源發(fā)電交易。

新能源交易按照年度、月度、月內(nèi)等周期組織，執(zhí)行峰平谷分時段價格，按照享受可再生能源補貼風(fēng)電、享受可再生能源補貼光伏、不享受可再生能源補貼風(fēng)電、不享受可再生能源補貼光伏分別組織開展。享受可再生能源補貼風(fēng)電、享受可再生能源補貼光伏僅組織單邊競價交易，由用戶側(cè)報量報價、發(fā)電側(cè)報量接受價格，交易申報價格暫不得低于2023年享受可再生能源補貼風(fēng)電、享受可再生能源補貼光伏項目區(qū)內(nèi)平均成交價格，后期可根據(jù)交易組織情況適當(dāng)調(diào)整。不享受可再生能源補貼風(fēng)電、不享受可再生能源補貼光伏優(yōu)先開展雙邊協(xié)商交易，協(xié)商交易結(jié)束后，未成交以及未參與協(xié)商交易電量可以參加掛牌交易，掛牌交易價格在蒙西地區(qū)燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價的基礎(chǔ)上浮動不超過10%。自治區(qū)明確支持的戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)電力用戶在新能源競價交易中優(yōu)先成交。

全文如下：

內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局關(guān)于做好2024年內(nèi)蒙古電力多邊交易市場中長期交易有關(guān)事宜的通知

內(nèi)能源電力字〔2024〕55號

內(nèi)蒙古電力(集團)有限責(zé)任公司，內(nèi)蒙古電力交易中心有限公司，各有關(guān)發(fā)電企業(yè)、售電公司、電力用戶：

按照國家和自治區(qū)有關(guān)文件精神，為加快構(gòu)建以新能源為主體的新型電力多邊交易市場，有效推進中長期交易與現(xiàn)貨交易的協(xié)調(diào)配合，切實做好2024年內(nèi)蒙古電力多邊交易工作，充分發(fā)揮電力市場對穩(wěn)定經(jīng)濟增長、調(diào)整產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)的作用，經(jīng)電力市場管理委員會審議通過，現(xiàn)將2024年內(nèi)蒙古電力多邊交易市場中長期交易有關(guān)事宜通知如下。

一、交易規(guī)模

預(yù)計2024年蒙西電網(wǎng)區(qū)內(nèi)電力市場交易電量規(guī)模2800億千瓦時（區(qū)內(nèi)用戶及工商業(yè)代理購電預(yù)計2713億千瓦時，網(wǎng)損預(yù)計87億千瓦時），居民、農(nóng)業(yè)用電228億千瓦時。

二、市場主體

發(fā)電企業(yè)：符合電力市場入市條件的蒙西電網(wǎng)現(xiàn)役燃煤機組、風(fēng)電（暫不含分散式風(fēng)電）及光伏發(fā)電（暫不含分布式光伏和扶貧光伏）項目，可按要求直接參與市場?！吨泄仓醒雵鴦?wù)院關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號）印發(fā)前投產(chǎn)的不享受可再生能源補貼新能源項目可暫不參與市場。滿足電網(wǎng)調(diào)度與計量條件的地調(diào)公用燃煤機組可直接參與交易；不滿足條件的地調(diào)公用燃煤機組作為電網(wǎng)公司代理工商業(yè)購電的電源，上網(wǎng)電量按照電網(wǎng)公司代理工商業(yè)價格結(jié)算。根據(jù)市場運行情況，逐步試點推動常規(guī)水電、生物質(zhì)、燃?xì)狻⒎植际降入娫搭愋蛥⑴c市場。交易機構(gòu)根據(jù)新能源核準(zhǔn)（備案）、價格批復(fù)等文件，對平價（低價）、特許權(quán)、領(lǐng)跑者等項目進行認(rèn)定，并建立相應(yīng)的公示備案制度?！吨泄仓醒雵鴦?wù)院關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號）印發(fā)前投產(chǎn)的不享受可再生能源補貼新能源項目、常規(guī)水電、生物質(zhì)、燃?xì)?、分布式等電源類型，可以主動申請參與電力市場并提出交易辦法，經(jīng)由市場管理委員會研究后作出是否參與市場及交易模式的建議。

電力用戶：加快推動工商業(yè)用戶全面參與市場，逐步縮小電網(wǎng)代理購電規(guī)模，除居民（含執(zhí)行居民電價的學(xué)校、社會福利機構(gòu)、社區(qū)服務(wù)中心等公益性事業(yè)用戶）、農(nóng)業(yè)用電之外，10千伏及以上全部工商業(yè)用戶（含限制類）原則上要直接參與市場交易；進一步細(xì)化電力用戶市場交易單元，若同一用戶涵蓋多個產(chǎn)品（行業(yè)）需要分別參與市場交易,須提交行業(yè)認(rèn)定并明確不同行業(yè)電量的計量方式，鼓勵按照用電企業(yè)所屬行業(yè)開展計量改造；因新增產(chǎn)能、主體變更等原因造成交易單元調(diào)整的，須向電網(wǎng)企業(yè)、交易機構(gòu)提供相關(guān)證明后辦理。

售電公司：參與2024年年度交易的售電公司，應(yīng)與代理用電企業(yè)建立有效期包含2024年全年的售電代理關(guān)系，并根據(jù)年度交易電量規(guī)模，在交易開展前向電力交易機構(gòu)足額繳納履約保函或履約保險。電力用戶完成市場注冊公示后，可在規(guī)定時間內(nèi)與售電公司建立代理關(guān)系，由售電公司參與下一季度市場交易。電力交易機構(gòu)應(yīng)加強售電市場運營管理，通過信息核驗、市場行為評價、履約保函和履約保險管理等方式，按季度公布售電公司市場行為評價報告，防范售電市場運行風(fēng)險。擁有配電網(wǎng)運營權(quán)的售電公司進行市場注冊時，執(zhí)行《售電公司管理辦法》（發(fā)改體改規(guī)〔2021〕1595號）中售電公司注冊準(zhǔn)入部分對專業(yè)技術(shù)人員人數(shù)和注冊資本的要求。

新興主體：積極推動六類市場化消納新能源項目運行，按照相關(guān)要求符合并網(wǎng)運行和參與市場條件后，分類參與電力市場交易。充分發(fā)揮儲能靈活調(diào)節(jié)資源作用，鼓勵獨立儲能電站參與電力市場。電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)按照相關(guān)文件要求明確市場化并網(wǎng)新能源項目（含用電、發(fā)電）和虛擬電廠、市場化運作的光熱項目等新興主體發(fā)電、購電模式，盡快研究源網(wǎng)荷儲一體化用電主體、工業(yè)園區(qū)綠色供電項目主體、風(fēng)光制氫項目主體等自平衡調(diào)度運行機制，推動市場管理委員會研究提出新興主體購網(wǎng)和上網(wǎng)電量參與電力市場的方案和細(xì)則。

三、“保量保價”優(yōu)先發(fā)電計劃安排

2024年，新能源“保量保價”優(yōu)先發(fā)電電量對應(yīng)居民、農(nóng)業(yè)等未進入電力市場的電力用戶。初步安排常規(guī)風(fēng)電“保量保價”優(yōu)先發(fā)電電量53億千瓦時（折算利用小時數(shù)300小時）、特許權(quán)項目28億千瓦時（折算利用小時數(shù)2000小時），由電網(wǎng)企業(yè)按照蒙西地區(qū)燃煤基準(zhǔn)價收購；低價項目2000小時以內(nèi)電量按照競價價格執(zhí)行；除上述電量外風(fēng)電項目所發(fā)電量均參與電力市場。初步安排常規(guī)光伏“保量保價”優(yōu)先發(fā)電計劃電量16億千瓦時（折算利用小時數(shù)250小時），領(lǐng)跑者項目26億千瓦時（折算利用小時數(shù)1500小時），由電網(wǎng)企業(yè)按照蒙西地區(qū)燃煤基準(zhǔn)價收購；低價項目1500小時以內(nèi)電量按照競價價格執(zhí)行；除上述電量外光伏發(fā)電項目所發(fā)電量均參與電力市場。

新能源“保量保價”優(yōu)先發(fā)電電量（含低價新能源項目按競價價格結(jié)算電量）由電力交易機構(gòu)根據(jù)月度居民、農(nóng)業(yè)及非市場化機組預(yù)測曲線，按照公平原則對新能源發(fā)電場站優(yōu)先發(fā)電電量進行預(yù)分配，預(yù)分配電量以月度掛牌交易方式開展，由電網(wǎng)企業(yè)掛牌、新能源發(fā)電企業(yè)摘牌。未摘牌或未完全摘牌電量視為放棄該部分“保量保價”優(yōu)先發(fā)電電量，優(yōu)先發(fā)電量滿足優(yōu)先購電需求后，富裕的電量可在全體工商業(yè)用戶間分?jǐn)偂?/p>

四、區(qū)內(nèi)電力交易

（一）用戶分類

區(qū)內(nèi)用電企業(yè)直接交易按照用戶行業(yè)分為一般行業(yè)和高耗能行業(yè)，交易機構(gòu)應(yīng)按照電力用戶類別分別組織開展。

（二）交易安排

2024年電力中長期交易包括年度交易、月度交易和月內(nèi)交易。鼓勵市場主體簽訂一年期以上的電力中長期合同，多年期合同可在交易機構(gòu)備案后按年度在平臺成交并執(zhí)行。按照國家發(fā)展改革委要求，市場化電力用戶2024年的年度、月度、月內(nèi)等中長期合同簽約電量應(yīng)高于上一年度用網(wǎng)電量的90%，燃煤發(fā)電企業(yè)中長期合同簽約電量不低于上一年度上網(wǎng)電量的90%，新能源場站中長期合同簽約電量不低于上一年度上網(wǎng)電量或申報年度發(fā)電能力（二者取較大值）的90%。電力交易機構(gòu)應(yīng)做好動態(tài)監(jiān)測，對簽訂率不滿足要求的電力用戶、燃煤發(fā)電企業(yè)、新能源場站及時給予提醒，對中長期合約不足的偏差電量執(zhí)行偏差結(jié)算。

1. 年度交易

全部電力用戶及發(fā)電企業(yè)均可參與2024年年度交易。年度交易優(yōu)先開展新能源交易，總體按協(xié)商交易、掛牌交易、競價交易的順序組織，具體交易品種根據(jù)交易類別分別安排。

電力用戶年度交易電量不低于上年度用網(wǎng)電量的70%；燃煤發(fā)電企業(yè)2024年年度中長期合同簽約電量不低于上一年度上網(wǎng)電量的80%；新能源場站2024年年度中長期合同簽約電量不低于上一年度上網(wǎng)電量或本年度申報年度能力（二者取較大值）的65%。售電公司根據(jù)代理用戶的整體用電情況按照上述要求簽訂年度中長期合同。鼓勵發(fā)用電雙方在年度交易合同中明確曲線和價格調(diào)整機制，按照合同約定的調(diào)整辦法或經(jīng)合同雙方同意，年度協(xié)商交易曲線和價格可以按月調(diào)整。

如遇國家、自治區(qū)政策調(diào)整，所涉及的電力用戶和發(fā)電企業(yè)已經(jīng)簽訂的年度交易合同需按照相關(guān)文件要求進行調(diào)整。年度交易因特殊情況確實無法完成的，經(jīng)合同雙方同意可開展剩余合同電量回購交易，回購價格原則上不高于年度交易價格的90%。

2. 月度交易

全部電力用戶及發(fā)電企業(yè)均可參與月度交易。月度交易優(yōu)先開展新能源交易，總體按協(xié)商交易、掛牌交易、競價交易的順序組織，具體交易品種根據(jù)交易類別分別安排。

3. 月內(nèi)交易

月內(nèi)交易分為增量交易與置換交易兩部分,交易標(biāo)的為D+2日至月底交易電量。月內(nèi)增量交易調(diào)整為工作日進行，以2日為周期，每周一、三、五組織開展（遇節(jié)假日順延），采用連續(xù)掛牌交易模式開展。置換交易調(diào)整為工作日連續(xù)開展，燃煤發(fā)電側(cè)合同電量轉(zhuǎn)讓交易原則上由大容量、高參數(shù)、環(huán)保機組替代低效、高污染火電機組及關(guān)停發(fā)電機組發(fā)電，火電機組不得替代新能源發(fā)電。簽訂價格聯(lián)動合約電量及電力用戶側(cè)競價交易優(yōu)先成交電量暫不開展合同置換。

（三）交易模式

1. 協(xié)商交易

協(xié)商交易采用雙邊協(xié)商模式開展，即發(fā)電側(cè)、用電側(cè)任一方將協(xié)商一致形成的電力曲線及分時價格提交至交易平臺，由另一方受理，經(jīng)雙方確認(rèn)后達(dá)成交易合約。

2. 掛牌交易

掛牌交易模式包括單邊集中掛牌、單邊連續(xù)掛牌、雙邊集中掛牌和雙邊連續(xù)掛牌。

采用單邊集中掛牌模式的，供給側(cè)或需求側(cè)（由具體交易品種確定）在掛牌時間內(nèi)提交電力曲線及分時價格，完成掛牌操作；另一方在指定的摘牌時間段內(nèi)參與摘牌，以時間優(yōu)先為原則，完成摘牌后雙方即獲得相應(yīng)交易合約。年度、月度新能源（綠電）掛牌交易采用此模式。

采用單邊連續(xù)掛牌模式的，供給側(cè)或需求側(cè)在掛牌交易開市時間段內(nèi)進行掛牌或摘牌操作，以時間優(yōu)先原則，完成摘牌后雙方即獲得相應(yīng)交易合約。月內(nèi)新能源掛牌交易采用此模式。

采用雙邊集中掛牌模式的，供給側(cè)和需求側(cè)可同時在掛牌時間段內(nèi)進行掛牌；摘牌時間段內(nèi)，供給側(cè)和需求側(cè)可同時以時間優(yōu)先原則摘取對側(cè)掛牌，完成摘牌后雙方即獲得相應(yīng)交易合約。年度、月度火電掛牌交易采用此模式。

采用雙邊連續(xù)掛牌模式的，供給側(cè)和需求側(cè)可同時在掛牌交易開市時間段內(nèi)進行掛牌或摘牌操作，以時間優(yōu)先原則，完成摘牌后雙方即獲得相應(yīng)交易合約。月內(nèi)火電掛牌交易采用此模式。

3. 集中競價交易

集中競價交易包括單邊競價交易、雙邊競價交易。本通知中集中競價交易均采用邊際出清模式，即交易中最后一個中標(biāo)機組（邊際機組）或用戶（邊際用戶）的申報價格作為市場成交價格，若雙邊競價中邊際機組報價低于邊際用戶報價，則采用二者報價的算術(shù)平均值作為統(tǒng)一出清價格。

采用單邊競價模式的，由供給側(cè)或需求側(cè)（由具體交易品種確定）一方報量報價，另一方僅提供電量，作為價格接受者。申報價格方按照價格由低到高（供給側(cè)單邊競價）或由高到低（需求側(cè)單邊競價）排序，直到滿足另一方電量要求。

（四）新能源交易

1. 交易開展前，新能源發(fā)電企業(yè)需向交易機構(gòu)申報全年發(fā)電能力并分解到月，月分解電量原則上應(yīng)介于近三年同月最大上網(wǎng)電量與最小上網(wǎng)電量之間，年內(nèi)新并網(wǎng)的新能源企業(yè)申報電量應(yīng)介于近3年所在區(qū)域同類型發(fā)電的（風(fēng)電、光伏）平均水平及最大發(fā)電水平之間。未主動進行發(fā)電能力申報的，按同區(qū)域同類型平均申報發(fā)電能力曲線執(zhí)行。每月交易開展前可以根據(jù)企業(yè)實際發(fā)電情況對次月發(fā)電能力做出調(diào)整。新能源月度發(fā)電能力作為當(dāng)月新能源交易（含置換交易）電量上限。采取交易價格聯(lián)動機制的電力用戶暫不參與新能源發(fā)電交易。

2. 新能源交易按照年度、月度、月內(nèi)等周期組織，執(zhí)行峰平谷分時段價格，按照享受可再生能源補貼風(fēng)電、享受可再生能源補貼光伏、不享受可再生能源補貼風(fēng)電、不享受可再生能源補貼光伏分別組織開展。享受可再生能源補貼風(fēng)電、享受可再生能源補貼光伏僅組織單邊競價交易，由用戶側(cè)報量報價、發(fā)電側(cè)報量接受價格，交易申報價格暫不得低于2023年享受可再生能源補貼風(fēng)電、享受可再生能源補貼光伏項目區(qū)內(nèi)平均成交價格，后期可根據(jù)交易組織情況適當(dāng)調(diào)整。不享受可再生能源補貼風(fēng)電、不享受可再生能源補貼光伏優(yōu)先開展雙邊協(xié)商交易，協(xié)商交易結(jié)束后，未成交以及未參與協(xié)商交易電量可以參加掛牌交易，掛牌交易價格在蒙西地區(qū)燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價的基礎(chǔ)上浮動不超過10%。自治區(qū)明確支持的戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)電力用戶在新能源競價交易中優(yōu)先成交。

（五）交易曲線

用電企業(yè)應(yīng)根據(jù)實際生產(chǎn)情況簽訂中長期合同曲線，合同曲線電力最大值原則上不超過運行變壓器容量。

發(fā)電企業(yè)應(yīng)根據(jù)實際情況確定中長期成交曲線，合同曲線電力最大值原則上不超過裝機容量，光伏發(fā)電成交曲線時段不應(yīng)超過光伏有效發(fā)電時段（暫定為每日5時至20時）。

（六）電網(wǎng)企業(yè)代理購電交易

電網(wǎng)企業(yè)代理購電交易按照年度交易和月度交易開展，其中，年度交易電量不得低于代理電力用戶上一年度購網(wǎng)電電量總和的70%。

電網(wǎng)企業(yè)代理購電年度和月度交易以掛牌交易方式開展，按火電、新能源分別組織，新能源比例不超過當(dāng)期一般行業(yè)電力用戶（不含簽訂年度價格聯(lián)動合約和優(yōu)先成交用戶）平均新能源成交比例。電網(wǎng)公司代理購電掛牌交易價格按照當(dāng)前交易周期一般行業(yè)用戶（含售電公司，不含簽訂年度價格聯(lián)動合約和優(yōu)先成交用戶）與對應(yīng)類型發(fā)電發(fā)電企業(yè)簽訂合同（含雙邊交易、集中交易等各種形式）的加權(quán)平均價格執(zhí)行。為保障各類型新能源企業(yè)公平參與，代理購電新能源掛牌交易分兩階段進行，第一階段交易標(biāo)的為光伏有效發(fā)電時段電力曲線，全部類型新能源發(fā)電企業(yè)可參與摘牌；第二階段交易標(biāo)的為全時段電力曲線，風(fēng)電及具備全時段發(fā)電能力的一體化新能源發(fā)電項目參與。

年度、月度代理購電交易未全部成交時，剩余未成交電量按對應(yīng)類型發(fā)電機組（場站）剩余發(fā)電空間比例分?jǐn)?，分?jǐn)傠娏吭瓌t上不超過機組（場站）剩余發(fā)電空間。

按照《國家發(fā)展改革委關(guān)于第三監(jiān)管周期省級電網(wǎng)輸配電價及有關(guān)事項的通知》（發(fā)改價格〔2023〕526號）要求，上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損電量由電網(wǎng)企業(yè)代理采購，納入代理購電范疇。

五、網(wǎng)對網(wǎng)跨省區(qū)電力交易

國家發(fā)展改革委下達(dá)的跨省區(qū)優(yōu)先發(fā)電計劃全部通過中長期交易合同方式落實，年度簽約比例不得低于優(yōu)先發(fā)電計劃的90%，剩余電量通過月度或者月內(nèi)中長期交易確定。

優(yōu)先發(fā)電計劃由電力交易機構(gòu)以掛牌交易模式組織，由電網(wǎng)企業(yè)及發(fā)電企業(yè)參與，鼓勵發(fā)電企業(yè)直接參與跨省區(qū)電力交易。電網(wǎng)企業(yè)按照優(yōu)先發(fā)電計劃規(guī)模，結(jié)合蒙西電網(wǎng)輸配電價確定外送交易電量（曲線）及價格，未成交的優(yōu)先發(fā)電計劃在蒙西電網(wǎng)發(fā)電機組間按剩余空間比例分?jǐn)偂?/p>

蒙西電網(wǎng)在保障蒙西地區(qū)電力供應(yīng)安全的基礎(chǔ)上，應(yīng)積極與華北電網(wǎng)通過市場化方式明確2024年交易意向并向市場成員公布，優(yōu)先發(fā)電計劃以外的交易電量可由電力交易機構(gòu)組織區(qū)內(nèi)發(fā)電企業(yè)開展補充掛牌交易。

新能源發(fā)電場站參與區(qū)內(nèi)交易后的剩余發(fā)電能力可參與跨省區(qū)電力交易，參與跨省區(qū)交易電量占跨省區(qū)新能源交易總電量比例不得高于本場站參與區(qū)內(nèi)新能源交易電量占區(qū)內(nèi)新能源交易總電量比例。交易結(jié)束后，若跨省區(qū)補充掛牌交易電量仍有剩余且新能源發(fā)電場站仍有剩余發(fā)電空間，可組織開展第二輪跨省區(qū)新能源掛牌交易，新能源發(fā)電場站可按剩余發(fā)電能力參與?？缡^(qū)交易（含優(yōu)先發(fā)電計劃及補充掛牌交易）累計新能源交易比例不得高于2024年蒙西地區(qū)可再生能源消納責(zé)任權(quán)重要求。

每月跨省跨區(qū)交易結(jié)束后，當(dāng)月度新能源預(yù)計供給量高于預(yù)測用戶需求時，允許燃煤發(fā)電企業(yè)在月前合同置換時將跨省區(qū)交易合約電量轉(zhuǎn)讓至新能源發(fā)電場站，轉(zhuǎn)讓電量應(yīng)滿足累計外送新能源比例不高于本年度蒙西地區(qū)可再生能源消納責(zé)任權(quán)重要求。電力交易機構(gòu)應(yīng)按要求按月核定置換上限，并按照燃煤發(fā)電機組在當(dāng)月跨省跨區(qū)交易中成交電量比例對交易上限進行分配。

六、鼓勵煤炭行業(yè)電力用戶簽訂價格聯(lián)動合同

煤炭是燃煤發(fā)電的主要生產(chǎn)原料，煤炭價格與燃煤發(fā)電成本具有強相關(guān)性?？紤]2024年蒙西地區(qū)電力供需仍然偏緊的實際情況，為更好促進煤電企業(yè)提高機組運行水平，保障蒙西地區(qū)電力供應(yīng)安全，根據(jù)國家發(fā)展改革委關(guān)于2024年電力中長期合約簽約的相關(guān)要求，煤炭行業(yè)電力用戶應(yīng)自主與燃煤發(fā)電企業(yè)簽訂根據(jù)煤炭價格調(diào)整的電力交易合同，不再參與掛牌和集中競價交易。煤炭行業(yè)電力用戶與燃煤發(fā)電企業(yè)可以根據(jù)已發(fā)布的“基準(zhǔn)交易價+浮動交易價”模式簽訂合約，也可以自行約定聯(lián)動方式?！盎鶞?zhǔn)交易價+浮動交易價”選用的價格指數(shù)、燃煤發(fā)電企業(yè)與煤炭行業(yè)電力用戶的簽約比例等事項，由交易機構(gòu)按照科學(xué)合理、公平公正、統(tǒng)籌兼顧的原則起草具體方案并交市場管理委員會研究通過后執(zhí)行。

七、積極開展綠色電力交易

按照《國務(wù)院關(guān)于推動內(nèi)蒙古高質(zhì)量發(fā)展奮力書寫中國式現(xiàn)代化新篇章的意見》（國發(fā)〔2023〕16號）要求，2024年積極開展內(nèi)蒙古電力市場綠色電力交易，支持新能源企業(yè)在中長期交易中體現(xiàn)綠色價值。交易機構(gòu)按國家和自治區(qū)要求組織開展綠色電力交易，新能源場站可在綠電交易中長期合約中與電力用戶約定綠色價值，獲取收益并適當(dāng)承擔(dān)市場交易風(fēng)險；享受可再生能源補貼的新能源電量對應(yīng)綠色價值的附加收益由電網(wǎng)企業(yè)單獨歸集，按照國家要求沖抵可再生能源發(fā)電補貼。支持自治區(qū)明確的戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)電力用戶高比例消費綠色電力，積極開展綠色制造。

新能源綠色交易初期，無法自擔(dān)市場風(fēng)險的新能源項目可在交易機構(gòu)備案，將綠色屬性初步根據(jù)中長期合約同步至電力用戶，并主動提供綠色屬性（綠證）申領(lǐng)數(shù)量、可劃轉(zhuǎn)和已劃轉(zhuǎn)數(shù)量等情況。未在中長期合同中明確綠色價值、也未在交易機構(gòu)備案明確綠色屬性暫隨中長期合約同步至電力用戶的新能源發(fā)電量，需要承擔(dān)市場風(fēng)險，不再執(zhí)行現(xiàn)貨市場風(fēng)險防范機制。

發(fā)電側(cè)上網(wǎng)電量、電力用戶用電量、綠色交易合同電量的最小值作為綠色價值的實際結(jié)算量，綠色交易市場主體應(yīng)約定少發(fā)、少用電量偏差補償費用的計算辦法，初期暫按蒙西電網(wǎng)綠色交易均價的5%向購方、售方支付偏差補償費用。國家或自治區(qū)明確綠色電力交易規(guī)則和實施辦法后，按照相關(guān)要求執(zhí)行。

八、開展中長期合同偏差結(jié)算

中長期交易合同不滿足簽約比例要求的偏差電量，按年度、月度為周期分別開展偏差結(jié)算，居民、農(nóng)業(yè)、獨立儲能暫不參與中長期合同偏差結(jié)算。

（一）年度合約偏差結(jié)算

年度中長期合約簽約比例未達(dá)到本文件要求的發(fā)電企業(yè)和電力用戶，實際簽約電量和滿足簽約比例的電量之間的差額電量，燃煤發(fā)電企業(yè)按照燃煤機組年度交易平均成交價格的20%支付偏差結(jié)算費用，新能源企業(yè)按照同類型新能源年度平均交易電價的20%支付偏差結(jié)算費用；電力用戶對應(yīng)燃煤發(fā)電電量按照相應(yīng)行業(yè)電力用戶與燃煤發(fā)電機組年度交易成交價格的20%支付偏差結(jié)算費用，對應(yīng)新能源電量按照各類型新能源年度平均交易電價的20%支付偏差結(jié)算費用。交易機構(gòu)應(yīng)預(yù)測區(qū)內(nèi)交易成交情況，當(dāng)全網(wǎng)燃煤發(fā)電企業(yè)按照上一年度上網(wǎng)電量的80%足額簽約仍無法滿足電力用戶年度合約簽約需求時，等比例核減電力用戶偏差結(jié)算應(yīng)成交年度合約比例。

若燃煤發(fā)電企業(yè)、新能源企業(yè)和電力用戶2024年生產(chǎn)安排確有重大調(diào)整，全年發(fā)電、用電無法達(dá)到年度合約簽約比例對應(yīng)的電量水平，以至于不能滿足年度中長期合同簽約的要求，可以申請核減年度偏差結(jié)算電量，年內(nèi)實際發(fā)電、用電量達(dá)到年度合約簽約比例水平時需按1.1倍補繳核減的偏差結(jié)算費用。

（二）月度合約偏差處理機制

月度中長期合約（含年度合約月分解、月度交易及月內(nèi)交易）簽約比例未達(dá)到本文件要求的燃煤發(fā)電企業(yè)，實際簽約電量和滿足簽約比例的電量之間的差額電量，發(fā)電企業(yè)按照其結(jié)算價格與現(xiàn)貨最低價的差價支付偏差結(jié)算費用。若燃煤發(fā)電企業(yè)月度生產(chǎn)安排受不可抗力、政策調(diào)整或電網(wǎng)運行影響，全月發(fā)電無法達(dá)到月度合約簽約比例對應(yīng)的電量水平，以至于不能滿足月度中長期合同簽約的要求，可以申請核減月度偏差結(jié)算電量。

新能源場站應(yīng)進一步優(yōu)化發(fā)電預(yù)測，盡可能減少由于預(yù)測準(zhǔn)確度過低造成的合約偏差，月度中長期合約實際持有比例達(dá)到月度發(fā)電量90%的新能源場站參與現(xiàn)貨市場時風(fēng)險防范比例按75%至120%執(zhí)行，實際持有中長期合約比例降低數(shù)值的50%調(diào)減風(fēng)險防范比例下限。月度中長期合約實際持有比例達(dá)到月度用電量90%的電力用戶參與現(xiàn)貨市場時風(fēng)險防范比例按90%至110%執(zhí)行，實際持有中長期合約比例降低數(shù)值的50%調(diào)增風(fēng)險防范比例上限，同時執(zhí)行現(xiàn)貨市場超缺額回收相關(guān)要求。交易機構(gòu)應(yīng)分析月度交易成交情況，當(dāng)全網(wǎng)燃煤發(fā)電企業(yè)簽約比例達(dá)到要求仍無法滿足電力用戶月度合約簽約需求時，等比例核減電力用戶月度合約比例要求。自治區(qū)明確的戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)電力用戶應(yīng)審慎合理申報交易電量，全部電量合同的超額偏差按非優(yōu)先成交電量合同價格與優(yōu)先成交電量合同價格的差值的1.2倍補繳偏差結(jié)算費用。

（三）發(fā)用電企業(yè)偏差結(jié)算電費進行分?jǐn)?/p>

按照發(fā)電側(cè)(按照電源結(jié)算關(guān)系，區(qū)分火電、各類新能源)、用電側(cè)分別設(shè)立賬目。發(fā)電側(cè)偏差結(jié)算費用按照用電企業(yè)交易電量比例進行分?jǐn)偅秒妭?cè)偏差結(jié)算費用按照單位裝機交易電量比例進行分?jǐn)偂?/p>

九、交易平臺建設(shè)

（一）交易中心加快推進新一代電力交易技術(shù)支持系統(tǒng)建設(shè)工作，應(yīng)建立符合國家要求的備用系統(tǒng)或同城異地并列雙活運行系統(tǒng)，實現(xiàn)雙套系統(tǒng)互為主備和并列運行，防止各種原因而導(dǎo)致的系統(tǒng)癱瘓，提高交易系統(tǒng)穩(wěn)定性、可靠性。

（二）努力為市場成員營造安全、公平和公正的交易環(huán)境，規(guī)范市場成員交易行為，提升系統(tǒng)安全主動防護能力，對于違反網(wǎng)站使用協(xié)議書的行為（通過非官方開發(fā)、授權(quán)的軟件、插件、外掛等使用系統(tǒng)服務(wù)），視情節(jié)嚴(yán)重程度給予約談、通報、暫停交易等處罰。

（三）技術(shù)支持系統(tǒng)應(yīng)探索按照相關(guān)要求和數(shù)據(jù)接口規(guī)范為市場成員提供數(shù)據(jù)接口服務(wù)，支持市場成員按規(guī)定獲取相關(guān)數(shù)據(jù)，市場成員在使用數(shù)據(jù)接口服務(wù)時應(yīng)滿足網(wǎng)絡(luò)安全要求。

（四）交易機構(gòu)要提高市場數(shù)據(jù)分析和治理能力，為政府決策和用戶參與電力市場提供輔助分析功能。

十、其他事項

（一）電力交易機構(gòu)應(yīng)按照本通知要求做好2024年中長期交易組織相關(guān)工作。盡快完成技術(shù)支持系統(tǒng)功能優(yōu)化調(diào)整，編制交易安排并及時向市場成員公布；同步開展針對本通知的宣貫和培訓(xùn)工作，確保市場主體盡快掌握市場政策變化。

（二）加強市場主體信息管理，探索建立市場主體發(fā)、用電信息“日核日固”信息共享機制，按日同步更新市場信息。

（三）推動虛擬電廠以聚合商身份注冊入市，鼓勵其根據(jù)自身負(fù)荷特性自主參與中長期、現(xiàn)貨、輔助服務(wù)等交易品種，獲取合理收益并承擔(dān)市場主體責(zé)任。

（四）規(guī)范企業(yè)信息管理。各市場主體應(yīng)保證信息真實、完備、準(zhǔn)確，并持續(xù)滿足注冊條件，根據(jù)市場需要接受交易機構(gòu)核驗；企業(yè)應(yīng)加強交易人員（含企業(yè)系統(tǒng)管理員）管理，系統(tǒng)備案信息須滿足用戶姓名、手機號碼以及身份證信息一致性要求，確保交易人員市場操作均在授權(quán)委托有效期內(nèi)。探索開展交易人員培訓(xùn)與認(rèn)證工作，對于熟悉了解市場基礎(chǔ)知識、市場政策、交易規(guī)則，熟練掌握系統(tǒng)交易操作，經(jīng)培訓(xùn)、測試合格后，予以認(rèn)證并頒發(fā)證書。

（五）推動開展電力市場主體交易行為信用評價及評級工作，拓展評價結(jié)果應(yīng)用，為電力交易各方提供參考依據(jù)，提升市場交易透明度；推動分級分類監(jiān)管，對信用評分較低的市場主體，加強風(fēng)險管控與動態(tài)監(jiān)管，提升市場運行效率和安全性，促進電力行業(yè)信用體系建設(shè)。

（六）做好綠色電力證書全覆蓋工作。根據(jù)國家發(fā)改委、財政部、能源局的相關(guān)要求，做好可再生能源綠色電力證書全覆蓋及綠色電力證書核發(fā)交易數(shù)據(jù)歸集工作，做好區(qū)內(nèi)綠色電力交易，體現(xiàn)可再生能源的綠色價值。

（七）充分發(fā)揮市場靈活調(diào)節(jié)資源作用，探索建立彈性互濟交易機制，引導(dǎo)常規(guī)電源、儲能等可調(diào)節(jié)資源參與多時間尺度資源轉(zhuǎn)讓交易，整合提升六類市場化等項目市場調(diào)節(jié)能力，降低運行偏差費用。

（八）基于高比例新能源參與市場的背景，分析電力交易與碳交易間的關(guān)聯(lián)關(guān)系，研究碳電市場耦合機理與市場抵頂對沖交易機制。

（九）做好省間市場協(xié)同，更好融入全國統(tǒng)一電力市場。加強市場運行分析與模式研究，交易機構(gòu)盡快結(jié)合市場需要探索開展輸電權(quán)交易研究，提前鎖定輸電容量費用，保障系統(tǒng)穩(wěn)定與電力傳輸，規(guī)避現(xiàn)貨價格波動風(fēng)險。

（十）探索現(xiàn)貨條件下的需求側(cè)響應(yīng)機制。結(jié)合蒙西地區(qū)發(fā)用客觀情況及網(wǎng)架結(jié)構(gòu)，考慮省內(nèi)與省間現(xiàn)貨運行特點，深入研究與現(xiàn)貨聯(lián)合出清的需求側(cè)響應(yīng)機制，緩解供需矛盾，促進新能源消納，保障電網(wǎng)安全。

（十一）交易機構(gòu)要積極開展容量市場機制研究、電力市場價值與價格之間關(guān)系研究，進一步理順價格形成機制。

（十二）研究探索分布式光伏、分散式風(fēng)電等主體市場交易機制，完善調(diào)度運行機制，提升區(qū)域內(nèi)部平衡運行能力，增強新能源就地消納與系統(tǒng)穩(wěn)定能力。

（十三）交易機構(gòu)根據(jù)市場主體結(jié)算查詢、異議反饋等需求，建立結(jié)算異常識別及處理機制。

（十四）開展短周期（中長期最短交易周期、日、清算時段等）現(xiàn)貨市場事后效益回收工作，對簽約比例超過允許偏差值的市場主體在現(xiàn)貨市場中的收益予以回收。探索研究中長期輔助服務(wù)交易品種，開展促電網(wǎng)保供、促新能源消納的中長期輔助服務(wù)機制研究。

2024年1月19日

（此件主動公開）