2月4日，內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局發(fā)布《內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局關(guān)于做好2024年內(nèi)蒙古東部電力交易市場中長期交易有關(guān)事宜的通知》（以下簡稱“通知”）。

在市場主體方面，“通知”指出：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。

在市場交易電量規(guī)模方面，“通知”預計2024年蒙東電網(wǎng)區(qū)內(nèi)電力市場交易電量規(guī)模約349億千瓦時（含線損）：

按照用電側(cè)類別劃分，直接交易250億千瓦時，電網(wǎng)公司代理交易99億千瓦時；

按照發(fā)電側(cè)類別劃分，購東北分部直調(diào)火電80億千瓦時，蒙東公司管理火電56億千瓦時，享受可再生能源補貼（含競價）新能源132億千瓦時，平價、不享受可再生能源補貼新能源81億千瓦時。

在新能源項目“保量保價”優(yōu)先發(fā)電計劃安排方面，“通知”指出：

有補貼風電“保量保價”優(yōu)先發(fā)電計劃小時數(shù)890小時；電供熱試點項目、特許權(quán)項目“保量保價”優(yōu)先發(fā)電計劃小時數(shù)1900小時（含外送電）

有補貼光伏“保量保價”優(yōu)先發(fā)電計劃小時數(shù)750小時；預計外送電量小時數(shù)240小時

平價、無補貼競價風電外送電量小時數(shù)1000小時；外送電量小時數(shù)700小時

為進一步提高新能源市場消納，“通知”指出：根據(jù)2024年蒙東地區(qū)新能源發(fā)電和區(qū)域內(nèi)電力用戶用電情況，初步確定區(qū)內(nèi)市場有補貼（含競價）新能源交易電量占全年整體市場規(guī)模比例為40%，平價、無補貼競價類新能源交易電量占全年整體市場規(guī)模比例為20%。

內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局關(guān)于做好2024年內(nèi)蒙古東部電力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〕54號

國家電網(wǎng)有限公司東北分部、國網(wǎng)內(nèi)蒙古東部電力有限公司，北京電力交易中心有限公司交易五部、內(nèi)蒙古東部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，為切實做好2024年蒙東地區(qū)電力交易工作，確保市場有序推進，經(jīng)電力市場管理委員會審議通過，現(xiàn)將2024年內(nèi)蒙古東部電力交易市場中長期交易有關(guān)事宜通知如下。

一、交易電量規(guī)模

預計2024年蒙東電網(wǎng)區(qū)內(nèi)電力市場交易電量規(guī)模約349億千瓦時（含線損），按照用電側(cè)類別劃分，直接交易250億千瓦時，電網(wǎng)公司代理交易99億千瓦時；按照發(fā)電側(cè)類別劃分，購東北分部直調(diào)火電80億千瓦時，蒙東公司管理火電56億千瓦時，享受可再生能源補貼（含競價）新能源132億千瓦時，平價、不享受可再生能源補貼新能源81億千瓦時。

二、市場主體

（一）發(fā)電企業(yè)

符合電力市場入市條件的蒙東地區(qū)發(fā)電企業(yè)，可按要求直接參與市場交易（暫不含常規(guī)水電、生物質(zhì)、燃氣、分布式和扶貧項目等發(fā)電企業(yè)，根據(jù)市場運行情況，逐步試點推動上述發(fā)電企業(yè)直接參與市場交易）。

（二）電力用戶

加快推動蒙東地區(qū)工商業(yè)電力用戶全面參與市場，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，10千伏及以上工商業(yè)用戶（含限制類）原則上全部直接參與市場交易。

（三）售電公司

參與2024年年度交易的售電公司，應(yīng)與電力用戶建立有效期包含2024年全年的購售電關(guān)系。根據(jù)全年交易電量規(guī)模，在交易開展前向電力交易機構(gòu)及時、足額繳納履約保函或履約保險。

電力交易機構(gòu)應(yīng)加強售電公司運營管理，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，防范售電市場運行風險。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）中關(guān)于專業(yè)技術(shù)人員人數(shù)和注冊資本的要求。

（四）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)和電力交易機構(gòu)應(yīng)按照相關(guān)文件要求，明確新興主體發(fā)電、購電模式，盡快研究部分用電負荷源網(wǎng)荷儲一體化的用電主體、工業(yè)園區(qū)綠色供電項目主體、風光制氫等新興主體自平衡調(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則。

三、新能源項目“保量保價”優(yōu)先發(fā)電計劃安排

（一）風力發(fā)電

初步安排有補貼風電“保量保價”優(yōu)先發(fā)電計劃小時數(shù)890小時，風電供熱試點項目、特許權(quán)項目“保量保價”優(yōu)先發(fā)電計劃小時數(shù)1900小時（含外送電），風電供熱項目按照供熱電量增加“保量保價”優(yōu)先發(fā)電計劃小時數(shù)，按照蒙東地區(qū)燃煤基準價結(jié)算；除上述電量外風電項目所發(fā)電量均按照“保量競價”方式參與電力市場。初步預計外送電量小時數(shù)300小時，按照相應(yīng)市場規(guī)則和要求形成交易價格。

（二）光伏發(fā)電

初步安排有補貼光伏“保量保價”優(yōu)先發(fā)電計劃小時數(shù)750小時，除上述電量外光伏項目所發(fā)電量均按照“保量競價”方式參與電力市場。初步預計外送電量小時數(shù)240小時，按照相應(yīng)市場規(guī)則和要求形成交易價格。

（三）平價、不享受補貼項目發(fā)電計劃

平價、不享受補貼項目（含政府價格主管部門取消批復電價的項目）按照“保量競價”方式參與電力市場，優(yōu)先參與區(qū)內(nèi)市場交易，富余電量可參與跨省跨區(qū)外送交易。初步預計平價、無補貼競價風電外送電量小時數(shù)1000小時；初步預計平價、無補貼競價光伏外送電量小時數(shù)700小時。跨省跨區(qū)綠電交易規(guī)模根據(jù)年度電力電量平衡結(jié)果合理安排。

超出國家規(guī)定的補貼年限或已達全生命周期合理利用小時數(shù)，以及超期服役辦理延壽手續(xù)的新能源項目，按照平價、無補貼競價新能源類型參與市場。優(yōu)先發(fā)電量滿足優(yōu)先購電需求的富裕電量可在全體工商業(yè)用戶間分攤。

四、區(qū)內(nèi)市場交易

中長期交易按照年度、月度和月內(nèi)組織開展，采用雙邊協(xié)商、集中交易等方式開展分時段交易。

根據(jù)國家發(fā)展改革委要求，考慮2024年蒙東地區(qū)燃煤發(fā)電和新能源發(fā)電的整體情況，燃煤發(fā)電年度中長期合約簽約規(guī)模應(yīng)不低于上一年度上網(wǎng)電量的80%，月度（含月內(nèi)）及以上中長期合同簽約電量不低于上一年度上網(wǎng)電量的90%；新能源發(fā)電年度中長期合約簽約規(guī)模應(yīng)不低于上一年度市場交易電量的80%，月度（含月內(nèi)）及以上中長期合同簽約電量不低于上一年度上網(wǎng)電量的90%；市場化用戶（含電網(wǎng)代理購電）年度中長期合同簽約電量應(yīng)不低于上一年度用電量的80%，并通過后續(xù)月度、月內(nèi)合同簽訂，保障全年中長期合同簽約電量不低于上一年度用電量90%。售電公司按照代理電力用戶的整體電量，執(zhí)行上述中長期簽約電量要求。按照國家發(fā)展改革委關(guān)于燃煤發(fā)電容量電價機制的相關(guān)要求，由于蒙東地區(qū)電力用戶需要分攤的容量電價不同，蒙東地區(qū)外送電力的受端地區(qū)均不承擔相應(yīng)燃煤發(fā)電機組的容量電價，初步確定電力用戶與蒙東電網(wǎng)調(diào)度燃煤發(fā)電機組的交易電量占全年交易電量比例為17%，東北分部調(diào)度燃煤發(fā)電機組比例為23%。具體分月交易比例根據(jù)燃煤發(fā)電機組實際運行情況、新能源發(fā)電情況等，由交易機構(gòu)在開展交易前向市場主體公布。各發(fā)電企業(yè)應(yīng)在滿足蒙東地區(qū)用電需求、公平承擔地區(qū)保障責任的情況下，確保完成國家明確的跨省區(qū)優(yōu)先發(fā)電計劃要求，積極開展跨省區(qū)電力市場交易。

（一）年度交易

蒙東電網(wǎng)所有工商業(yè)用戶（含售電公司，下同）均應(yīng)參加2024年年度交易。年度交易以雙邊協(xié)商、掛牌方式組織，市場主體結(jié)合發(fā)電情況、負荷預測以及分月用電側(cè)新能源電量交易比例（年度交易前由交易機構(gòu)公布）、按照分月分時段進行交易申報，形成分月分時合同。新能源場站可以在年度交易中暫時只明確交易電量和價格，分月電量和發(fā)電曲線可按月明確。

（二）月度交易

月度交易根據(jù)市場需求采用雙邊協(xié)商、掛牌、集中競價等方式組織。參與集中競價交易的批發(fā)用戶在參與交易前申報分時用電曲線，參與交易時申報峰（尖峰）谷（深谷）平時段總電量和加權(quán)均價，交易出清后按照批發(fā)用戶分時用電曲線形成分時合同。

（三）月內(nèi)交易

開展中長期交易連續(xù)運營，增加交易頻次、縮短交易周期，為市場主體主動調(diào)整偏差提供有效手段。電力交易機構(gòu)月內(nèi)組織日滾動交易，合理確定公告時間和辦法，向市場主體明確每日開閉市時間、交易時段、交易組織方式等基本信息，交易標的原則上為D+3日至當月月底的合約，交易方式采用滾動撮合，調(diào)度機構(gòu)開展日滾動交易的安全校核。

月內(nèi)日滾動交易包括月內(nèi)增量交易和合同電量轉(zhuǎn)讓交易，其中合同電量轉(zhuǎn)讓交易分為發(fā)電側(cè)合同電量轉(zhuǎn)讓和用電側(cè)合同電量轉(zhuǎn)讓。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，有補貼新能源、平價新能源分別開展發(fā)電側(cè)合同轉(zhuǎn)讓交易，火電機組不得替代新能源發(fā)電，低效、高污染火電機組不得替代大容量、高參數(shù)、環(huán)保機組。用電側(cè)進行合同轉(zhuǎn)讓交易時，受讓方合計的新能源交易電量不得突破當月新能源交易比例上限。

（四）電網(wǎng)公司代理購電交易

電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)按國家相關(guān)要求定期預測代理購電工商業(yè)用戶用電量及典型負荷曲線，按照交易周期組織參加代理購電交易。

電網(wǎng)公司代理購電按掛牌方式采購電量，掛牌購電價格按本交易周期集中競價交易加權(quán)平均價格確定。電網(wǎng)企業(yè)代理購電按掛牌方式采購電量時，如果當前交易周期內(nèi)沒有集中競價或集中競價電量占當前交易周期直接交易成交電量（不含電網(wǎng)代理購電）比例低于20%，掛牌價格按照直接交易用戶（含售電公司）當前交易周期簽訂合同（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。

（五）新能源交易

1.進一步提高新能源市場消納

根據(jù)2024年蒙東地區(qū)新能源發(fā)電和區(qū)域內(nèi)電力用戶用電情況，初步確定區(qū)內(nèi)市場有補貼（含競價）新能源交易電量占全年整體市場規(guī)模比例為40%，平價、無補貼競價類新能源交易電量占全年整體市場規(guī)模比例為20%。為保障蒙東地區(qū)電力電量平衡和保供需求，電網(wǎng)公司結(jié)合新能源發(fā)電曲線及供需預測，分月測算用電側(cè)新能源電量交易比例，由交易機構(gòu)在年度交易開展前向市場主體公布。電力用戶與新能源場站分月交易電量不超過交易機構(gòu)公布的比例。

2.推動開展綠色電力及綠色證書交易

綠色電力交易、綠色證書交易依據(jù)相關(guān)要求組織開展。新能源優(yōu)先發(fā)電量均為電網(wǎng)保障性收購電量，新能源綠色電力交易初期，保障性收購電量中的區(qū)內(nèi)交易電量（含保量保價、保量競價電量）綠色電力屬性暫根據(jù)中長期合約同步至電力用戶，待國家、自治區(qū)明確新能源項目承擔市場交易風險的具體辦法后按要求執(zhí)行。所有參與綠電交易的市場主體通過參與現(xiàn)貨市場及電力輔助市場等方式承擔系統(tǒng)調(diào)節(jié)價值。

（六）“保量保價”優(yōu)先發(fā)電合同

“保量保價”優(yōu)先發(fā)用計劃納入中長期交易，原則上在年度雙邊交易開始前，電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)對“保量保價”電量簽訂廠網(wǎng)間年度購售電合同，約定年度電量規(guī)模以及分月計劃、交易價格等。電網(wǎng)企業(yè)可委托電力交易機構(gòu)組織“保量保價”電量掛牌交易，由相關(guān)發(fā)電企業(yè)摘牌認購。“保量保價”電量分月計劃可由合同簽訂主體在月度執(zhí)行前進行調(diào)整和確認。

（七）價格機制銜接

中長期交易市場限價仍按照《國家發(fā)展改革委關(guān)于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》（發(fā)改價格〔2021〕1439號）執(zhí)行，燃煤火電交易價格上下浮動原則上均不超過燃煤發(fā)電基準價格的20%，高耗能企業(yè)交易電價不受上浮20%限制。風電、光伏交易價格不超過燃煤發(fā)電基準價格。由于蒙東地區(qū)外送電力均不計入相關(guān)受端地區(qū)電力電量平衡，蒙東地區(qū)外送電力屬于富余發(fā)電能力外送，所有區(qū)內(nèi)交易價格原則上不得高于跨省區(qū)交易價格。

五、電量結(jié)算

（一）發(fā)電企業(yè)年度、月度合同按照“月度結(jié)算、交易周期清算”原則結(jié)算，月內(nèi)交易按照“月結(jié)月清”原則結(jié)算。用電側(cè)分為網(wǎng)間購電結(jié)算和網(wǎng)內(nèi)購電結(jié)算，其中網(wǎng)間購電按照“月結(jié)月清”原則結(jié)算；網(wǎng)內(nèi)購電年度、月度合同按照“月度結(jié)算、交易周期清算”原則結(jié)算，月內(nèi)交易合同按照“月結(jié)月清”原則結(jié)算。待條件成熟后，適時開展發(fā)用兩側(cè)“月結(jié)月清”。

（二）年度交易結(jié)束后，未能達到年度中長期合同簽約電量比例要求的燃煤發(fā)電企業(yè)、新能源發(fā)電場站和電力用戶，年度交易差額電量按照同類型發(fā)電機組、場站、電力用戶平均交易價格的10%支付年度交易偏差結(jié)算費用。若燃煤發(fā)電企業(yè)、新能源發(fā)電場站和電力用戶2024年生產(chǎn)安排確有重大調(diào)整，發(fā)電、用電無法達到2023年水平，導致不能滿足年度中長期合同簽約電量要求，可以申請核減年度偏差結(jié)算電量，年內(nèi)實際發(fā)電、用電量達到2023年水平時需按1.1倍補繳核減的偏差結(jié)算費用。中長期合約按照蒙東地區(qū)市場交易規(guī)則開展偏差結(jié)算，電網(wǎng)企業(yè)能夠單獨區(qū)分調(diào)試電量、網(wǎng)損電量等對代理購電產(chǎn)生的偏差影響的情況下，電網(wǎng)企業(yè)代理購電開展偏差結(jié)算工作。

（三）新建電源調(diào)試電量按國家和自治區(qū)相關(guān)要求結(jié)算，納入電網(wǎng)代理購電優(yōu)先結(jié)算。

六、電能計量

（一）電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)按照電力市場結(jié)算要求定期抄錄發(fā)電企業(yè)（機組）和電力用戶電能計量裝置數(shù)據(jù)，并將計量數(shù)據(jù)提交電力交易機構(gòu)。對計量數(shù)據(jù)存在疑議時，由具有相應(yīng)資質(zhì)的電量計量檢測機構(gòu)確認并出具報告，由電網(wǎng)企業(yè)組織相關(guān)市場成員協(xié)商解決。

（二）電力用戶同一戶號下所有符合入市條件的計量點用電量購電方式均應(yīng)一致，選擇直接參與市場交易或電網(wǎng)企業(yè)代理購電其中一種方式參與電力市場。

（三）電網(wǎng)企業(yè)需規(guī)范開展電力用戶業(yè)擴報裝（變更）業(yè)務(wù)，規(guī)范命名報裝（變更）電力用戶戶名，做好與電力交易機構(gòu)的用戶檔案信息協(xié)同處理，避免由于檔案登記不準確而導致的電量計量與結(jié)算錯誤。

（四）增量配售電公司及其配網(wǎng)供電轄區(qū)內(nèi)的工商業(yè)電力用戶應(yīng)具備健全的計量采集等技術(shù)要求，將電量采集檔案傳至電力交易平臺，為結(jié)算提供基礎(chǔ)依據(jù)。

七、市場成員退市

（一）電力交易機構(gòu)按照“隨退隨結(jié)”的原則處理電力用戶退市事宜。符合退出市場相關(guān)規(guī)則要求的電力用戶，向交易機構(gòu)提出退市申請后，電力交易機構(gòu)應(yīng)分別根據(jù)交易規(guī)則或售電公司綁定協(xié)議有關(guān)內(nèi)容，對電力用戶剩余的批發(fā)交易合同或零售交易合同進行一次性結(jié)算、清算。

（二）電力交易機構(gòu)和電網(wǎng)公司營銷等部門要盡快制定市場主體入市、變更和退市實施細則，防范市場風險。

八、其他事宜

（一）在確保電網(wǎng)安全條件下，電網(wǎng)企業(yè)根據(jù)電量平衡情況、區(qū)內(nèi)優(yōu)先發(fā)用電、市場化用電合同，合理安排各發(fā)電企業(yè)月度計劃和省間購電月度計劃，電力調(diào)度機構(gòu)做好計劃、合同均衡執(zhí)行。

（二）煤電容量電價機制按照國家有關(guān)政策、自治區(qū)政府出臺的相關(guān)方案、細則執(zhí)行，確保電力用戶總體價格水平基本穩(wěn)定。

（三）電網(wǎng)企業(yè)要進一步加強電量計量采集、電力交易以及調(diào)度執(zhí)行等帶曲線交易各項技術(shù)條件，待發(fā)電側(cè)滿足分時條件后，適時開展發(fā)電側(cè)分時結(jié)算，做好中長期與現(xiàn)貨市場有效銜接。執(zhí)行分時結(jié)算的合同轉(zhuǎn)讓交易不受比例限制。

（四）電力交易機構(gòu)需繼續(xù)提升電力交易平臺服務(wù)能力，重點開展電力現(xiàn)貨市場和電力零售市場等方面功能建設(shè)。

（五）電網(wǎng)公司、電力交易機構(gòu)，積極引導以新能源為主體的多能互補、源網(wǎng)荷儲、風光氫儲、微電網(wǎng)等一體化綜合項目等新興市場主體參與市場交易。同時結(jié)合政府主管部門出臺的新興項目實施細則，盡快推動制定新興主體購網(wǎng)和上網(wǎng)電量參與電力市場、結(jié)算方案和細則。

（六）加強電力市場運營風險管控，穩(wěn)定市場運營秩序，維護主體合法權(quán)益。電力交易機構(gòu)根據(jù)市場主體信息管理、市場交易、合同履約等行為，進行市場行為信用評價，評價結(jié)果通過電力交易平臺、“信用中國”等政府制定網(wǎng)站予以公布。

交易機構(gòu)要做好市場交易規(guī)則、交易辦法的培訓解讀工作，指導幫助市場主體順利參與電力市場交易。本通知相關(guān)內(nèi)容及參數(shù)根據(jù)國家政策及區(qū)內(nèi)電力市場運行情況適時調(diào)整，未明確事宜參照《內(nèi)蒙古東部地區(qū)電力中長期交易規(guī)則》、補充規(guī)則及已經(jīng)發(fā)布的相關(guān)文件要求執(zhí)行。電力交易機構(gòu)要盡快組織開展2024年電力市場交易。如遇國家、自治區(qū)政策重大調(diào)整，按照相關(guān)文件要求執(zhí)行。

2024年1月19日