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

在市場主體方面，“通知”指出：充分發揮儲能靈活調節資源作用，鼓勵獨立儲能電站參與電力市場。

在市場交易電量規模方面，“通知”預計2024年蒙東電網區內電力市場交易電量規模約349億千瓦時（含線損）：

按照用電側類別劃分，直接交易250億千瓦時，電網公司代理交易99億千瓦時；

按照發電側類別劃分，購東北分部直調火電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”優先發電計劃安排方面，“通知”指出：

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

有補貼光伏“保量保價”優先發電計劃小時數750小時；預計外送電量小時數240小時

平價、無補貼競價風電外送電量小時數1000小時；外送電量小時數700小時

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

內蒙古自治區能源局關于做好2024年內蒙古東部電力交易市場中長期交易有關事宜的通知

內能源電力字〔2024〕54號

國家電網有限公司東北分部、國網內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、內蒙古東部電力交易中心有限公司，各有關發電企業、售電公司、電力用戶：

按照國家和自治區有關文件精神，為切實做好2024年蒙東地區電力交易工作，確保市場有序推進，經電力市場管理委員會審議通過，現將2024年內蒙古東部電力交易市場中長期交易有關事宜通知如下。

一、交易電量規模

預計2024年蒙東電網區內電力市場交易電量規模約349億千瓦時（含線損），按照用電側類別劃分，直接交易250億千瓦時，電網公司代理交易99億千瓦時；按照發電側類別劃分，購東北分部直調火電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）發電企業

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

（二）電力用戶

加快推動蒙東地區工商業電力用戶全面參與市場，逐步縮小電網代理購電規模。除居民（含執行居民電價的學校、社會福利機構、社區服務中心等公益性事業用戶）、農業用電之外，10千伏及以上工商業用戶（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，應與電力用戶建立有效期包含2024年全年的購售電關系。根據全年交易電量規模，在交易開展前向電力交易機構及時、足額繳納履約保函或履約保險。

電力交易機構應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。擁有配電網運營權的售電公司進行市場注冊時，執行《售電公司管理辦法》（發改體改規〔2021〕1595號）中關于專業技術人員人數和注冊資本的要求。

（四）新興主體

積極推動六類市場化消納新能源項目運行，按照相關要求符合并網運行和參與市場條件后，分類參與電力市場交易。充分發揮儲能靈活調節資源作用，鼓勵獨立儲能電站參與電力市場。

電網企業和電力交易機構應按照相關文件要求，明確新興主體發電、購電模式，盡快研究部分用電負荷源網荷儲一體化的用電主體、工業園區綠色供電項目主體、風光制氫等新興主體自平衡調度運行機制，推動市場管理委員會研究提出新興主體購網和上網電量參與電力市場的方案和細則。

三、新能源項目“保量保價”優先發電計劃安排

（一）風力發電

初步安排有補貼風電“保量保價”優先發電計劃小時數890小時，風電供熱試點項目、特許權項目“保量保價”優先發電計劃小時數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”優先發電計劃小時數，按照蒙東地區燃煤基準價結算；除上述電量外風電項目所發電量均按照“保量競價”方式參與電力市場。初步預計外送電量小時數300小時，按照相應市場規則和要求形成交易價格。

（二）光伏發電

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

（三）平價、不享受補貼項目發電計劃

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，優先參與區內市場交易，富余電量可參與跨省跨區外送交易。初步預計平價、無補貼競價風電外送電量小時數1000小時；初步預計平價、無補貼競價光伏外送電量小時數700小時。跨省跨區綠電交易規模根據年度電力電量平衡結果合理安排。

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

四、區內市場交易

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

根據國家發展改革委要求，考慮2024年蒙東地區燃煤發電和新能源發電的整體情況，燃煤發電年度中長期合約簽約規模應不低于上一年度上網電量的80%，月度（含月內）及以上中長期合同簽約電量不低于上一年度上網電量的90%；新能源發電年度中長期合約簽約規模應不低于上一年度市場交易電量的80%，月度（含月內）及以上中長期合同簽約電量不低于上一年度上網電量的90%；市場化用戶（含電網代理購電）年度中長期合同簽約電量應不低于上一年度用電量的80%，并通過后續月度、月內合同簽訂，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，執行上述中長期簽約電量要求。按照國家發展改革委關于燃煤發電容量電價機制的相關要求，由于蒙東地區電力用戶需要分攤的容量電價不同，蒙東地區外送電力的受端地區均不承擔相應燃煤發電機組的容量電價，初步確定電力用戶與蒙東電網調度燃煤發電機組的交易電量占全年交易電量比例為17%，東北分部調度燃煤發電機組比例為23%。具體分月交易比例根據燃煤發電機組實際運行情況、新能源發電情況等，由交易機構在開展交易前向市場主體公布。各發電企業應在滿足蒙東地區用電需求、公平承擔地區保障責任的情況下，確保完成國家明確的跨省區優先發電計劃要求，積極開展跨省區電力市場交易。

（一）年度交易

蒙東電網所有工商業用戶（含售電公司，下同）均應參加2024年年度交易。年度交易以雙邊協商、掛牌方式組織，市場主體結合發電情況、負荷預測以及分月用電側新能源電量交易比例（年度交易前由交易機構公布）、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，分月電量和發電曲線可按月明確。

（二）月度交易

月度交易根據市場需求采用雙邊協商、掛牌、集中競價等方式組織。參與集中競價交易的批發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均價，交易出清后按照批發用戶分時用電曲線形成分時合同。

（三）月內交易

開展中長期交易連續運營，增加交易頻次、縮短交易周期，為市場主體主動調整偏差提供有效手段。電力交易機構月內組織日滾動交易，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，調度機構開展日滾動交易的安全校核。

月內日滾動交易包括月內增量交易和合同電量轉讓交易，其中合同電量轉讓交易分為發電側合同電量轉讓和用電側合同電量轉讓。燃煤發電側合同電量轉讓交易原則上由大容量、高參數、環保機組替代低效、高污染火電機組及關停發電機組發電，有補貼新能源、平價新能源分別開展發電側合同轉讓交易，火電機組不得替代新能源發電，低效、高污染火電機組不得替代大容量、高參數、環保機組。用電側進行合同轉讓交易時，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）電網公司代理購電交易

電網企業應按國家相關要求定期預測代理購電工商業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平均價格確定。電網企業代理購電按掛牌方式采購電量時，如果當前交易周期內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）的加權平均價格執行。

（五）新能源交易

1.進一步提高新能源市場消納

根據2024年蒙東地區新能源發電和區域內電力用戶用電情況，初步確定區內市場有補貼（含競價）新能源交易電量占全年整體市場規模比例為40%，平價、無補貼競價類新能源交易電量占全年整體市場規模比例為20%。為保障蒙東地區電力電量平衡和保供需求，電網公司結合新能源發電曲線及供需預測，分月測算用電側新能源電量交易比例，由交易機構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、綠色證書交易依據相關要求組織開展。新能源優先發電量均為電網保障性收購電量，新能源綠色電力交易初期，保障性收購電量中的區內交易電量（含保量保價、保量競價電量）綠色電力屬性暫根據中長期合約同步至電力用戶，待國家、自治區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行。所有參與綠電交易的市場主體通過參與現貨市場及電力輔助市場等方式承擔系統調節價值。

（六）“保量保價”優先發電合同

“保量保價”優先發用計劃納入中長期交易，原則上在年度雙邊交易開始前，電網企業應對“保量保價”電量簽訂廠網間年度購售電合同，約定年度電量規模以及分月計劃、交易價格等。電網企業可委托電力交易機構組織“保量保價”電量掛牌交易，由相關發電企業摘牌認購。“保量保價”電量分月計劃可由合同簽訂主體在月度執行前進行調整和確認。

（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）執行，燃煤火電交易價格上下浮動原則上均不超過燃煤發電基準價格的20%，高耗能企業交易電價不受上浮20%限制。風電、光伏交易價格不超過燃煤發電基準價格。由于蒙東地區外送電力均不計入相關受端地區電力電量平衡，蒙東地區外送電力屬于富余發電能力外送，所有區內交易價格原則上不得高于跨省區交易價格。

五、電量結算

（一）發電企業年度、月度合同按照“月度結算、交易周期清算”原則結算，月內交易按照“月結月清”原則結算。用電側分為網間購電結算和網內購電結算，其中網間購電按照“月結月清”原則結算；網內購電年度、月度合同按照“月度結算、交易周期清算”原則結算，月內交易合同按照“月結月清”原則結算。待條件成熟后，適時開展發用兩側“月結月清”。

（二）年度交易結束后，未能達到年度中長期合同簽約電量比例要求的燃煤發電企業、新能源發電場站和電力用戶，年度交易差額電量按照同類型發電機組、場站、電力用戶平均交易價格的10%支付年度交易偏差結算費用。若燃煤發電企業、新能源發電場站和電力用戶2024年生產安排確有重大調整，發電、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算電量，年內實際發電、用電量達到2023年水平時需按1.1倍補繳核減的偏差結算費用。中長期合約按照蒙東地區市場交易規則開展偏差結算，電網企業能夠單獨區分調試電量、網損電量等對代理購電產生的偏差影響的情況下，電網企業代理購電開展偏差結算工作。

（三）新建電源調試電量按國家和自治區相關要求結算，納入電網代理購電優先結算。

六、電能計量

（一）電網企業應按照電力市場結算要求定期抄錄發電企業（機組）和電力用戶電能計量裝置數據，并將計量數據提交電力交易機構。對計量數據存在疑議時，由具有相應資質的電量計量檢測機構確認并出具報告，由電網企業組織相關市場成員協商解決。

（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一致，選擇直接參與市場交易或電網企業代理購電其中一種方式參與電力市場。

（三）電網企業需規范開展電力用戶業擴報裝（變更）業務，規范命名報裝（變更）電力用戶戶名，做好與電力交易機構的用戶檔案信息協同處理，避免由于檔案登記不準確而導致的電量計量與結算錯誤。

（四）增量配售電公司及其配網供電轄區內的工商業電力用戶應具備健全的計量采集等技術要求，將電量采集檔案傳至電力交易平臺，為結算提供基礎依據。

七、市場成員退市

（一）電力交易機構按照“隨退隨結”的原則處理電力用戶退市事宜。符合退出市場相關規則要求的電力用戶，向交易機構提出退市申請后，電力交易機構應分別根據交易規則或售電公司綁定協議有關內容，對電力用戶剩余的批發交易合同或零售交易合同進行一次性結算、清算。

（二）電力交易機構和電網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）在確保電網安全條件下，電網企業根據電量平衡情況、區內優先發用電、市場化用電合同，合理安排各發電企業月度計劃和省間購電月度計劃，電力調度機構做好計劃、合同均衡執行。

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

（三）電網企業要進一步加強電量計量采集、電力交易以及調度執行等帶曲線交易各項技術條件，待發電側滿足分時條件后，適時開展發電側分時結算，做好中長期與現貨市場有效銜接。執行分時結算的合同轉讓交易不受比例限制。

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

（五）電網公司、電力交易機構，積極引導以新能源為主體的多能互補、源網荷儲、風光氫儲、微電網等一體化綜合項目等新興市場主體參與市場交易。同時結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和上網電量參與電力市場、結算方案和細則。

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

交易機構要做好市場交易規則、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。本通知相關內容及參數根據國家政策及區內電力市場運行情況適時調整，未明確事宜參照《內蒙古東部地區電力中長期交易規則》、補充規則及已經發布的相關文件要求執行。電力交易機構要盡快組織開展2024年電力市場交易。如遇國家、自治區政策重大調整，按照相關文件要求執行。

2024年1月19日