12月27日，內蒙古工信廳發布關于做好2022年內蒙古電力多邊交易市場中長期交易有關事宜的通知。

《通知》指出，《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）文件印發前投產的無補貼新能源發電項目、分散式風電項目、分布式光伏和扶貧光伏項目暫不參與電力市場交易，根據國家和自治區要求適時進入電力市場。

初步安排常規光伏保量保價優先發電計劃小時數900小時，領跑者項目1500小時，按照蒙西地區燃煤基準價結算；競價價格低于蒙西地區燃煤基準價的光伏發電項目，1500小時以內電量按照競價價格結算；除上述電量外光伏發電項目所發電量均參與電力市場。保量保價優先發電計劃年內根據居民、農業實際用電和市場交易情況可適時進行調整。競價價格低于蒙西地區燃煤基準價的新能源發電項目，按照競價價格結算的電量優先保障居民、農業用電，剩余部分作為電網企業代理工商業用戶購電電量來源。

優先開展新能源存量補貼項目電量集中競價交易，由一般行業用戶、高耗能行業用戶、校核后發電能力超出1500小時以上的風電場、校核后發電能力超出1200小時以上的光伏電站參與，交易電量為上述新能源場站超出1500小時及1200小時以上發電能力對應發電量，采用用戶側單邊競價、邊際出清模式開展，即發電企業報量不報價，作為出清價格接受者，用電側按照申報價格由高到低排序直至達到發電側申報電量，以最后一個電力用戶報價作為出清價格進行市場出清，用戶申報價格不得低于上一年度新能源交易平均價格。

新能源存量補貼項目低于上述小時數的剩余發電空間及平價（低價）項目可參與協商交易，協商未成交的電量可參與掛牌交易。電量掛牌交易按照用電企業掛牌，發電企業摘牌的模式開展。新能源電能量交易結束后，仍有發電能力空間的新能源企業按照剩余發電空間及用戶需求（新能源協商、掛牌交易未成交電量）等比例成交，發電側交易價格按照蒙西地區燃煤發電基準價下浮10%執行，用戶側交易價格按照蒙西地區燃煤發電基準價上浮10%執行，差額費用處理辦法另行制定。

年內注冊、變更新能源交易上限的電力用戶可在履行完相關手續后下一季度參與存量補貼項目集中競價增量電量交易。電力用戶參與新能源電能量交易的規模由交易機構根據相關要求和新能源申報發電能力、預計發電情況等按月公布，電力用戶可通過參與綠電交易、綠證交易等方式進一步提高新能源消納比例，具體交易辦法另行制定。

原文如下：

關于做好2022年內蒙古電力多邊交易市場中長期交易有關事宜的通知

內蒙古電力（集團）有限責任公司，內蒙古電力交易中心有限責任公司，各有關發電企業、售電公司、電力用戶：

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）、《國家發展改革委辦公廳關于組織開展電網企業代理購電工作有關事項的通知》（發改辦價格〔2021〕809號）、《國家發展改革委國家能源局關于印發<售電公司管理辦法>》（發改體改規〔2021〕1595號）等國家有關文件精神，加快構建以新能源為主體的新型電力多邊交易市場，切實做好2022年內蒙古電力多邊交易工作，確保電力市場有序推進，充分發揮電力市場對穩定經濟增長、調整產業結構的作用，現將2022年內蒙古電力多邊交易市場中長期交易關事宜通如下：

一、交易規模

落實國家放開發用電計劃和推動工商業用戶全部進入市場的有關文件精神，考慮2022年蒙西電網全社會用電量的增速，2022年蒙西電網區內電力市場交易電量規模約2000億千瓦時，其中包含一般工商業用戶新入市電量360億。

二、有序擴大市場交易范圍

（一）拓展市場主體范圍

發電企業：符合電力市場準入要求的蒙西電網現役燃煤機組及風電、光伏發電場站。地調公用燃煤機組應滿足電網調度與計量條件，滿足條件的地調公用燃煤機組，可直接參與交易；不滿足條件的地調燃煤機組作為電網公司代理工商業電源，發電量按照電網公司代理工商業價格執行。《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）文件印發前投產的無補貼新能源發電項目、分散式風電項目、分布式光伏和扶貧光伏項目暫不參與電力市場交易，根據國家和自治區要求適時進入電力市場。

電力用戶：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原則上要直接參與市場交易（直接向發電企業或售電公司購電），暫無法直接參與市場交易的可由電網企業代理購電；鼓勵其他工商業用戶直接參與市場交易，未直接參與市場交易的由電網企業代理購電。不需要分別參與交易的用電企業，生產用電及配套輔助生產、辦公等用電統一參與交易；同一企業擁有需要分別參與不同交易的多個用電類別（包括高耗能企業的非生產用電），若能夠按照戶號為單元單獨計量，可按照不同行業分別參與市場交易，鼓勵產品涉及多個行業但無法單獨分戶計量的企業按照用電類別開展計量改造。

售電公司：按照《國家發展改革委國家能源局關于印發<售電公司管理辦法>的通知》（發改體改規〔2021〕1595號）文件執行，在交易平臺注冊，并按規定足額繳納履約保函或履約保險等履約保障。參與2022年年度交易的售電公司，應根據年度交易電量規模在交易開展前向交易機構補充提交足額繳納履約保函或履約保險的承諾書，內蒙古自治區售電公司履約保函、履約保險相關要求出臺后，于1個月內按照相關要求補交履約保函或履約保險。

鼓勵用電量較小、獨立參與市場困難的電力用戶注冊成為零售用戶，通過售電公司代理方式參與交易。零售用戶在電力交易平臺提交市場注冊申請前，需提前與售電公司簽訂直接交易委托協議，避免注冊成功后由于無售電公司綁定導致的交易風險。

（二）簡化用戶進入市場流程

取消用戶產業政策、立項、安全、環保、能效等入市要求，10千伏及以上工商業用戶可通過注冊、備案、公示等機制進入電力市場參與直接交易。

蒙西地區全部煤炭用電企業（含煤炭生產以及洗選）全部納入電力市場，未主動注冊的煤炭企業可由電力市場主管部門經公示后進入市場。已經明確暫停交易的煤炭企業用電量按要求參與其他電力交易。已按要求辦理停產手續的煤炭企業需在每月10日前向交易機構提交停產手續和調整交易類別的申請，經交易機構確認后不再執行“基準交易價+浮動交易價”市場機制，其用電量按要求參與其他電力交易。

三、保量保價優先發電電量合同

（一）合同簽訂

保量保價優先發電量合同視為發電企業與電網公司簽訂的中長期交易合同，按照中長期交易合同執行合同轉讓及結算。保量保價優先發電電量根據自治區優先發電計劃安排，由交易中心組織電網公司與相關發電企業簽訂合同。保量保價優先發電電量合同以年度為周期簽訂，根據優先發電安排確定合同電量及電廠簽訂范圍。交易機構根據每月電量采購規模及典型負荷曲線，在區內直接交易開市前，發布相關發電企業保量保價優先發電電量合同月分解電量、電力曲線。電網公司根據每月電量采購規模及典型負荷曲線，在區內直接交易開市前，向交易機構提供相關發電企業保量保價優先發電電量合同月分解電量、電力曲線，并由交易機構向發電企業公布。

（二）參與電力市場的新能源發電項目優先發電計劃安排

2022年，初步安排常規風電保量保價優先發電計劃小時數1100小時、特許權項目2000小時，按照蒙西地區燃煤基準價結算；競價價格低于蒙西地區燃煤基準價的風電項目，2000小時以內電量按照競價價格結算；除上述電量外風電項目所發電量均參與電力市場。初步安排常規光伏保量保價優先發電計劃小時數900小時，領跑者項目1500小時，按照蒙西地區燃煤基準價結算；競價價格低于蒙西地區燃煤基準價的光伏發電項目，1500小時以內電量按照競價價格結算；除上述電量外光伏發電項目所發電量均參與電力市場。保量保價優先發電計劃年內根據居民、農業實際用電和市場交易情況可適時進行調整。競價價格低于蒙西地區燃煤基準價的新能源發電項目，按照競價價格結算的電量優先保障居民、農業用電，剩余部分作為電網企業代理工商業用戶購電電量來源。

四、區內直接電力交易

（一）用戶分類

區內用電企業直接交易按照用戶行業分為一般行業用戶、高耗能行業用戶、煤炭用戶，各類別電力用戶可按照交易周期分別組織開展交易。

（二）年度交易

蒙西電網高耗能行業用戶（包括被售電公司代理的用戶）全部參加2022年年度交易，售電公司可以參與年度交易。高耗能行業用戶和參加年度交易的售電公司在開展年度交易前向交易機構申報全年預計用電量（代理電量），高耗能電力用戶年度交易電量不得低于前三年平均用網電量的80%，售電公司年度交易電量不得低于所有代理用戶前三年用網電量平均值之和的70%，并力爭通過后續月度合同簽訂保障中長期合同簽約電量不低于用前三年用電量平均值的90%-95%。若高耗能行業用戶2022年全年交易電量無法達到上述電量比例要求，按照其全年預計用電量參與年度交易。年度交易優先開展協商交易，協商交易結束后，未成交電量以及未參與協商交易的電力用戶均可以參加掛牌交易。掛牌交易按照用電側掛牌，發電側摘牌的模式開展。

考慮2021年電力市場價格波動較大，鼓勵市場主體在簽訂2022年年度中長期交易合同時首先約定初始價格（1月份交易價格），綜合煤炭價格水平、用戶產品價格水平等因素，采用“初始價格+浮動價格”的聯動模式，分月價格由合同雙方按月申報確認，并可根據國家發布的相關合同范本進行調整，若當月合同雙方沒有確認新的交易價格，則按照上一次確認的價格執行。發用雙方達成固定交易價格或聯動交易模式確有困難的，2022年年度交易合同可暫僅約定合同電量及電力曲線，但需要在合同中明確分月合同價格形成機制，合同結算時雙方仍未達成合同價格的，用戶按照當月同類型用戶平均成交電價的1.1倍結算，發電企業按照當月同類型發電企業平均成交電價的0.9倍結算。如遇國家、自治區政策調整，所涉及的電力用戶和發電企業已經簽訂的年度交易合同需按照相關文件要求進行調整。

（三）月度交易

蒙西電網所有工商業用戶均可參加2022年分月開展的月度交易，高耗能用戶月度交易電量上限為年度交易月分解電量的30%；參與年度交易的售電公司月度交易電量上限為年度交易月分解電量的50%；年內注冊的高耗能用戶可全電量參與月度交易。未參與年度交易或年度交易未成交的高耗能行業用戶僅可參與月度集中競價交易；2022年全年用電量無法達到年度交易電量比例要求的電力用戶，超出提交至交易機構的全年預計用電量5%以上電量全部參加月度集中競價交易。

月度交易優先開展協商交易，協商交易結束后，未成交電量以及未參與協商交易的電力用戶可以參與掛牌交易。掛牌交易按照用電側掛牌、發電側摘牌模式開展。掛牌交易結束后，未成交電量可參加集中競價交易，集中競價交易按照峰平谷時段分別組織開展，各時段限價按“分時基準價+上下浮動”設置，平段基準價為蒙西地區燃煤發電基準價（煤炭行業交易平段基準價為指導價格），其他時段基準價浮動比例應滿足相關文件要求。集中競價采用發電側單邊競價交易模式，即用電企業報量不報價，作為出清價格接受者，發電側按照申報價格由低到高排序直至滿足用電需求，以最后一臺中標機組報價作為出清價格進行市場出清。

（四）月內交易

市場初期，以旬為周期（每月10日、20日，遇節假日順延）組織開展增量電量及合同轉讓交易。增量電量交易按照集中競價模式開展，交易上限為月度成交電量的5%，首次參與直接交易或調整交易類別的電力用戶不設交易上限。合同轉讓交易可通過協商、掛牌等交易模式，針對未執行合同電量按照用戶、發電企業分別組織開展。

（五）新能源電能量交易

1.申報發電能力

交易開展前，新能源發電企業應向交易機構申報各場站全年發電能力，經調度機構校核后將全年發電能力分解到月，月分解電量原則上應介于近三年最大月上網電量與最小月上網電量之間，每季度最后一個月15日前可以根據場站實際發電情況對剩余月份發電能力做出調整。調度機構結合新能源月度發電總量預估情況，對發電企業分解的各場站月度發電能力進行校核，若需要調整，按照各場站月度發電能力等比例分解。

2.交易方式

充分考慮新能源發電參與電力市場過程中既有政策的連貫性，分別組織存量補貼項目、平價（低價）項目開展電能量交易。由于蒙西地區新能源裝機比例較大，根據新能源發電不可避免具有波動的實際情況，現階段暫組織風電、光伏發電場站參與月度、月內電量交易。

優先開展新能源存量補貼項目電量集中競價交易，由一般行業用戶、高耗能行業用戶、校核后發電能力超出1500小時以上的風電場、校核后發電能力超出1200小時以上的光伏電站參與，交易電量為上述新能源場站超出1500小時及1200小時以上發電能力對應發電量，采用用戶側單邊競價、邊際出清模式開展，即發電企業報量不報價，作為出清價格接受者，用電側按照申報價格由高到低排序直至達到發電側申報電量，以最后一個電力用戶報價作為出清價格進行市場出清，用戶申報價格不得低于上一年度新能源交易平均價格。

新能源存量補貼項目低于上述小時數的剩余發電空間及平價（低價）項目可參與協商交易，協商未成交的電量可參與掛牌交易。電量掛牌交易按照用電企業掛牌，發電企業摘牌的模式開展。新能源電能量交易結束后，仍有發電能力空間的新能源企業按照剩余發電空間及用戶需求（新能源協商、掛牌交易未成交電量）等比例成交，發電側交易價格按照蒙西地區燃煤發電基準價下浮10%執行，用戶側交易價格按照蒙西地區燃煤發電基準價上浮10%執行，差額費用處理辦法另行制定。

年內注冊、變更新能源交易上限的電力用戶可在履行完相關手續后下一季度參與存量補貼項目集中競價增量電量交易。電力用戶參與新能源電能量交易的規模由交易機構根據相關要求和新能源申報發電能力、預計發電情況等按月公布，電力用戶可通過參與綠電交易、綠證交易等方式進一步提高新能源消納比例，具體交易辦法另行制定。

（六）分時交易

1.時段及價格

參與區內直接電力交易的市場主體，在簽訂中長期合同時，應當同時申報交易周期內每日96點（每15分鐘）合同電力曲線、96點合同價格，峰谷時段及峰谷平均電價比浮動比例按照《內蒙古自治區發展和改革委員會關于蒙西電網試運行分時電價政策有關事項的通知》（內發改價費字〔2021〕1130號）中相關要求執行。參與新能源交易用戶的新能源電量可暫不執行峰平谷分時段價格。

2.形成合同電力曲線

協商交易由交易雙方協商約定形成合同電力曲線，掛牌交易由掛牌方提出合同電力曲線，競價交易按照用電企業申報總曲線及發電企業出清電量等比例形成合同電力曲線。合同轉讓時，根據轉讓電量意向及原合同電力曲線等比例形成合同轉讓電力曲線。

允許年度交易成交雙方在協商一致的前提下，按月調整月分解電力曲線，曲線偏差可疊加至合同剩余月份或采取合同電量轉讓、回購交易等方式處理。

五、電網公司代理購電交易

（一）代購用戶范圍

區內暫無法直接參與市場交易、未直接參與市場交易以及已直接參與市場交易又退出的用電企業，可暫由電網企業代理購電。

（二）代購用戶入市管理

電網代理購電工商業用戶可按季提交入市申請，每季度最后15日前選擇下一季度起直接參與市場交易，電網企業應做好企業注冊與代理關系變更等工作。電網企業及時推送代理購電工商業用戶信息，交易機構將市場主體變更信息2日內及時告知電網企業。

（三）交易模式

新能源發電保量保價電量保障居民、農業用戶用電剩余電量暫作為電網企業代理工商業用戶購電電量來源。電網企業要綜合考慮代理購電工商業用戶和居民、農業用戶預測用電量以及低價新能源歷史發電量、新能源保量保價的優先發電電量、未直接參與交易地調燃煤公用機組歷史發電量等因素，合理確定采購電量規模。

電網公司年度代理購電按掛牌方式采購電量，年度掛牌交易電量為電網預計全年采購電量的70%，僅明確電量成交關系，未成交電量按照市場化機組交易比例和剩余交易空間（區分新能源、火電）等比例分攤。電網公司月度代理購電按集中競價方式采購電量，參與一般用戶與火電企業交易，以報量不報價方式、作為價格接受者參與市場出清，年度交易月分解電量按月度競價交易出清價執行。電網代購用戶與一般行業用戶分月電量加權平均價格保持一致。

六、電力外送交易

蒙西電網與其他電網按照網對網交易模式組織開展外送交易。根據受端電網交易周期分別組織開展交易，蒙西電網與受端電網達成交易意向后，由蒙西電網在區內開展掛牌交易，其中新能源發電參與規模不得影響蒙西電網完成新能源消納責任權重。掛牌價格暫為受端電網交易價格減去蒙西電網輸配電價，如遇國家、自治區有明確要求的，按照相關要求執行。

七、其他事宜

（一）對于自治區明確的高耗能行業新入市工商業用戶，建立公示機制。相關用戶所屬行業公示期間，暫按照公示的行業參與電力交易，若公示有異議的在公示結束后進行相應調整。

（二）交易機構抓緊開展市場主體信用評價工作，明確信用評價服務機構，引導市場主體自主交易、公平競爭；嚴禁串通聯盟，形成價格壁壘，干擾交易秩序，對嚴重違規交易、拖欠交易電費、違約費用等不誠信行為，納入信用考核管理體系。

（三）按照售電管理相關要求，電力交易機構做好售電公司市場注冊、交易組織、履約保函制度建立以及信用評價管理等工作。對信用評價等級低的市場主體，可采取追加履約保函、暫停交易資格及限期整改等風險控制措施。

（四）交易機構要抓緊開展綠電交易相關工作，鼓勵用電企業通過證電耦合形式與新能源企業交易。探索建立發電側容量回收機制，適時組織開展發電側容量市場。針對儲能、虛擬電廠等新興市場主體，加強中長期輔助服務交易機制研究。

（五）電網公司要盡快完成發電及用戶計量表計改造工作，2022年1季度末實現連續開市計量需求。

（六）電網公司調控中心應交易開市前提供電網必開機組及其運行方式，對各類中長期交易結果進行安全校核。電力交易中心依據成交結果制定交易計劃，指導電網運行，電力公司調控中心要科學安排各類機組運行方式，確保中長期交易合同有效執行。

（七）建立電力市場專班，研究內容涵蓋中長期交易和現貨交易，由交易機構、學術機構、電網公司代表、發用電企業代表構成。專班按月進行市場分析，跟蹤中長期市場、現貨市場運行情況及重大政策變化影響。交易機構可與學術機構簽訂戰略合作協議，通過科技項目系統研發等方式取得學術支持。電網公司相關部門應積極向市場專班提供非涉密的電網運行情況及相關數據，專班成員不得違規使用各類數據。

交易機構應做好市場交易規則的培訓解讀工作，做好2022年交易組織工作，指導市場主體簽訂合同、參與電力直接交易。2022年年度交易應于2021年12月31日前組織開市。如遇國家、自治區政策重大調整，按照相關文件要求執行。

2021年12月24日