12月27日，内蒙古工信厅发布关于做好2022年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜的通知。

根据《通知》，初步安排常规光伏保量保价优先发电计划小时数900小时，领跑者项目1500小时，按照蒙西地区燃煤基准价结算；竞价价格低于蒙西地区燃煤基准价的光伏发电项目，1500小时以内电量按照竞价价格结算；除上述电量外光伏发电项目所发电量均参与电力市场。

《通知》明确，充分考虑新能源发电参与电力市场过程中既有政策的连贯性，分别组织存量补贴项目、平价（低价）项目开展电能量交易。由于蒙西地区新能源装机比例较大，根据新能源发电不可避免具有波动的实际情况，现阶段暂组织风电、光伏发电场站参与月度、月内电量交易。

通知如下：

内蒙古电力（集团）有限责任公司，内蒙古电力交易中心有限责任公司，各有关发电企业、售电公司、电力用户：

为贯彻落实《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）、《国家发展改革委办公厅关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》（发改办价格〔2021〕809号）、《国家发展改革委国家能源局关于印发<售电公司管理办法>》（发改体改规〔2021〕1595号）等国家有关文件精神，加快构建以新能源为主体的新型电力多边交易市场，切实做好2022年内蒙古电力多边交易工作，确保电力市场有序推进，充分发挥电力市场对稳定经济增长、调整产业结构的作用，现将2022年内蒙古电力多边交易市场中长期交易关事宜通如下：

落实国家放开发用电计划和推动工商业用户全部进入市场的有关文件精神，考虑2022年蒙西电网全社会用电量的增速，2022年蒙西电网区内电力市场交易电量规模约2000亿千瓦时，其中包含一般工商业用户新入市电量360亿。

（一）拓展市场主体范围

发电企业：符合电力市场准入要求的蒙西电网现役燃煤机组及风电、光伏发电场站。地调公用燃煤机组应满足电网调度与计量条件，满足条件的地调公用燃煤机组，可直接参与交易；不满足条件的地调燃煤机组作为电网公司代理工商业电源，发电量按照电网公司代理工商业价格执行。《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）文件印发前投产的无补贴新能源发电项目、分散式风电项目、分布式光伏和扶贫光伏项目暂不参与电力市场交易，根据国家和自治区要求适时进入电力市场。

电力用户：除居民（含执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户）、农业用电之外，10千伏及以上工商业用户原则上要直接参与市场交易（直接向发电企业或售电公司购电），暂无法直接参与市场交易的可由电网企业代理购电；鼓励其他工商业用户直接参与市场交易，未直接参与市场交易的由电网企业代理购电。不需要分别参与交易的用电企业，生产用电及配套辅助生产、办公等用电统一参与交易；同一企业拥有需要分别参与不同交易的多个用电类别（包括高耗能企业的非生产用电），若能够按照户号为单元单独计量，可按照不同行业分别参与市场交易，鼓励产品涉及多个行业但无法单独分户计量的企业按照用电类别开展计量改造。

售电公司：按照《国家发展改革委国家能源局关于印发<售电公司管理办法>的通知》（发改体改规〔2021〕1595号）文件执行，在交易平台注册，并按规定足额缴纳履约保函或履约保险等履约保障。参与2022年年度交易的售电公司，应根据年度交易电量规模在交易开展前向交易机构补充提交足额缴纳履约保函或履约保险的承诺书，内蒙古自治区售电公司履约保函、履约保险相关要求出台后，于1个月内按照相关要求补交履约保函或履约保险。

鼓励用电量较小、独立参与市场困难的电力用户注册成为零售用户，通过售电公司代理方式参与交易。零售用户在电力交易平台提交市场注册申请前，需提前与售电公司签订直接交易委托协议，避免注册成功后由于无售电公司绑定导致的交易风险。

（二）简化用户进入市场流程

取消用户产业政策、立项、安全、环保、能效等入市要求，10千伏及以上工商业用户可通过注册、备案、公示等机制进入电力市场参与直接交易。

蒙西地区全部煤炭用电企业（含煤炭生产以及洗选）全部纳入电力市场，未主动注册的煤炭企业可由电力市场主管部门经公示后进入市场。已经明确暂停交易的煤炭企业用电量按要求参与其他电力交易。已按要求办理停产手续的煤炭企业需在每月10日前向交易机构提交停产手续和调整交易类别的申请，经交易机构确认后不再执行“基准交易价+浮动交易价”市场机制，其用电量按要求参与其他电力交易。

（一）合同签订

保量保价优先发电量合同视为发电企业与电网公司签订的中长期交易合同，按照中长期交易合同执行合同转让及结算。保量保价优先发电电量根据自治区优先发电计划安排，由交易中心组织电网公司与相关发电企业签订合同。保量保价优先发电电量合同以年度为周期签订，根据优先发电安排确定合同电量及电厂签订范围。交易机构根据每月电量采购规模及典型负荷曲线，在区内直接交易开市前，发布相关发电企业保量保价优先发电电量合同月分解电量、电力曲线。电网公司根据每月电量采购规模及典型负荷曲线，在区内直接交易开市前，向交易机构提供相关发电企业保量保价优先发电电量合同月分解电量、电力曲线，并由交易机构向发电企业公布。

（二）参与电力市场的新能源发电项目优先发电计划安排

2022年，初步安排常规风电保量保价优先发电计划小时数1100小时、特许权项目2000小时，按照蒙西地区燃煤基准价结算；竞价价格低于蒙西地区燃煤基准价的风电项目，2000小时以内电量按照竞价价格结算；除上述电量外风电项目所发电量均参与电力市场。初步安排常规光伏保量保价优先发电计划小时数900小时，领跑者项目1500小时，按照蒙西地区燃煤基准价结算；竞价价格低于蒙西地区燃煤基准价的光伏发电项目，1500小时以内电量按照竞价价格结算；除上述电量外光伏发电项目所发电量均参与电力市场。保量保价优先发电计划年内根据居民、农业实际用电和市场交易情况可适时进行调整。竞价价格低于蒙西地区燃煤基准价的新能源发电项目，按照竞价价格结算的电量优先保障居民、农业用电，剩余部分作为电网企业代理工商业用户购电电量来源。

四、区内直接电力交易

（一）用户分类

区内用电企业直接交易按照用户行业分为一般行业用户、高耗能行业用户、煤炭用户，各类别电力用户可按照交易周期分别组织开展交易。

（二）年度交易

蒙西电网高耗能行业用户（包括被售电公司代理的用户）全部参加2022年年度交易，售电公司可以参与年度交易。高耗能行业用户和参加年度交易的售电公司在开展年度交易前向交易机构申报全年预计用电量（代理电量），高耗能电力用户年度交易电量不得低于前三年平均用网电量的80%，售电公司年度交易电量不得低于所有代理用户前三年用网电量平均值之和的70%，并力争通过后续月度合同签订保障中长期合同签约电量不低于用前三年用电量平均值的90%-95%。若高耗能行业用户2022年全年交易电量无法达到上述电量比例要求，按照其全年预计用电量参与年度交易。年度交易优先开展协商交易，协商交易结束后，未成交电量以及未参与协商交易的电力用户均可以参加挂牌交易。挂牌交易按照用电侧挂牌，发电侧摘牌的模式开展。

考虑2021年电力市场价格波动较大，鼓励市场主体在签订2022年年度中长期交易合同时首先约定初始价格（1月份交易价格），综合煤炭价格水平、用户产品价格水平等因素，采用“初始价格+浮动价格”的联动模式，分月价格由合同双方按月申报确认，并可根据国家发布的相关合同范本进行调整，若当月合同双方没有确认新的交易价格，则按照上一次确认的价格执行。发用双方达成固定交易价格或联动交易模式确有困难的，2022年年度交易合同可暂仅约定合同电量及电力曲线，但需要在合同中明确分月合同价格形成机制，合同结算时双方仍未达成合同价格的，用户按照当月同类型用户平均成交电价的1.1倍结算，发电企业按照当月同类型发电企业平均成交电价的0.9倍结算。如遇国家、自治区政策调整，所涉及的电力用户和发电企业已经签订的年度交易合同需按照相关文件要求进行调整。

（三）月度交易

蒙西电网所有工商业用户均可参加2022年分月开展的月度交易，高耗能用户月度交易电量上限为年度交易月分解电量的30%；参与年度交易的售电公司月度交易电量上限为年度交易月分解电量的50%；年内注册的高耗能用户可全电量参与月度交易。未参与年度交易或年度交易未成交的高耗能行业用户仅可参与月度集中竞价交易；2022年全年用电量无法达到年度交易电量比例要求的电力用户，超出提交至交易机构的全年预计用电量5%以上电量全部参加月度集中竞价交易。

月度交易优先开展协商交易，协商交易结束后，未成交电量以及未参与协商交易的电力用户可以参与挂牌交易。挂牌交易按照用电侧挂牌、发电侧摘牌模式开展。挂牌交易结束后，未成交电量可参加集中竞价交易，集中竞价交易按照峰平谷时段分别组织开展，各时段限价按“分时基准价+上下浮动”设置，平段基准价为蒙西地区燃煤发电基准价（煤炭行业交易平段基准价为指导价格），其他时段基准价浮动比例应满足相关文件要求。集中竞价采用发电侧单边竞价交易模式，即用电企业报量不报价，作为出清价格接受者，发电侧按照申报价格由低到高排序直至满足用电需求，以最后一台中标机组报价作为出清价格进行市场出清。

（四）月内交易

市场初期，以旬为周期（每月10日、20日，遇节假日顺延）组织开展增量电量及合同转让交易。增量电量交易按照集中竞价模式开展，交易上限为月度成交电量的5%，首次参与直接交易或调整交易类别的电力用户不设交易上限。合同转让交易可通过协商、挂牌等交易模式，针对未执行合同电量按照用户、发电企业分别组织开展。

1.申报发电能力

交易开展前，新能源发电企业应向交易机构申报各场站全年发电能力，经调度机构校核后将全年发电能力分解到月，月分解电量原则上应介于近三年最大月上网电量与最小月上网电量之间，每季度最后一个月15日前可以根据场站实际发电情况对剩余月份发电能力做出调整。调度机构结合新能源月度发电总量预估情况，对发电企业分解的各场站月度发电能力进行校核，若需要调整，按照各场站月度发电能力等比例分解。

2.交易方式

充分考虑新能源发电参与电力市场过程中既有政策的连贯性，分别组织存量补贴项目、平价（低价）项目开展电能量交易。由于蒙西地区新能源装机比例较大，根据新能源发电不可避免具有波动的实际情况，现阶段暂组织风电、光伏发电场站参与月度、月内电量交易。

优先开展新能源存量补贴项目电量集中竞价交易，由一般行业用户、高耗能行业用户、校核后发电能力超出1500小时以上的风电场、校核后发电能力超出1200小时以上的光伏电站参与，交易电量为上述新能源场站超出1500小时及1200小时以上发电能力对应发电量，采用用户侧单边竞价、边际出清模式开展，即发电企业报量不报价，作为出清价格接受者，用电侧按照申报价格由高到低排序直至达到发电侧申报电量，以最后一个电力用户报价作为出清价格进行市场出清，用户申报价格不得低于上一年度新能源交易平均价格。

新能源存量补贴项目低于上述小时数的剩余发电空间及平价（低价）项目可参与协商交易，协商未成交的电量可参与挂牌交易。电量挂牌交易按照用电企业挂牌，发电企业摘牌的模式开展。新能源电能量交易结束后，仍有发电能力空间的新能源企业按照剩余发电空间及用户需求（新能源协商、挂牌交易未成交电量）等比例成交，发电侧交易价格按照蒙西地区燃煤发电基准价下浮10%执行，用户侧交易价格按照蒙西地区燃煤发电基准价上浮10%执行，差额费用处理办法另行制定。

年内注册、变更新能源交易上限的电力用户可在履行完相关手续后下一季度参与存量补贴项目集中竞价增量电量交易。电力用户参与新能源电能量交易的规模由交易机构根据相关要求和新能源申报发电能力、预计发电情况等按月公布，电力用户可通过参与绿电交易、绿证交易等方式进一步提高新能源消纳比例，具体交易办法另行制定。

（六）分时交易

1.时段及价格

参与区内直接电力交易的市场主体，在签订中长期合同时，应当同时申报交易周期内每日96点（每15分钟）合同电力曲线、96点合同价格，峰谷时段及峰谷平均电价比浮动比例按照《内蒙古自治区发展和改革委员会关于蒙西电网试运行分时电价政策有关事项的通知》（内发改价费字〔2021〕1130号）中相关要求执行。参与新能源交易用户的新能源电量可暂不执行峰平谷分时段价格。

2.形成合同电力曲线

协商交易由交易双方协商约定形成合同电力曲线，挂牌交易由挂牌方提出合同电力曲线，竞价交易按照用电企业申报总曲线及发电企业出清电量等比例形成合同电力曲线。合同转让时，根据转让电量意向及原合同电力曲线等比例形成合同转让电力曲线。

允许年度交易成交双方在协商一致的前提下，按月调整月分解电力曲线，曲线偏差可叠加至合同剩余月份或采取合同电量转让、回购交易等方式处理。

五、电网公司代理购电交易

（一）代购用户范围

区内暂无法直接参与市场交易、未直接参与市场交易以及已直接参与市场交易又退出的用电企业，可暂由电网企业代理购电。

（二）代购用户入市管理

电网代理购电工商业用户可按季提交入市申请，每季度最后15日前选择下一季度起直接参与市场交易，电网企业应做好企业注册与代理关系变更等工作。电网企业及时推送代理购电工商业用户信息，交易机构将市场主体变更信息2日内及时告知电网企业。

（三）交易模式

新能源发电保量保价电量保障居民、农业用户用电剩余电量暂作为电网企业代理工商业用户购电电量来源。电网企业要综合考虑代理购电工商业用户和居民、农业用户预测用电量以及低价新能源历史发电量、新能源保量保价的优先发电电量、未直接参与交易地调燃煤公用机组历史发电量等因素，合理确定采购电量规模。

电网公司年度代理购电按挂牌方式采购电量，年度挂牌交易电量为电网预计全年采购电量的70%，仅明确电量成交关系，未成交电量按照市场化机组交易比例和剩余交易空间（区分新能源、火电）等比例分摊。电网公司月度代理购电按集中竞价方式采购电量，参与一般用户与火电企业交易，以报量不报价方式、作为价格接受者参与市场出清，年度交易月分解电量按月度竞价交易出清价执行。电网代购用户与一般行业用户分月电量加权平均价格保持一致。

蒙西电网与其他电网按照网对网交易模式组织开展外送交易。根据受端电网交易周期分别组织开展交易，蒙西电网与受端电网达成交易意向后，由蒙西电网在区内开展挂牌交易，其中新能源发电参与规模不得影响蒙西电网完成新能源消纳责任权重。挂牌价格暂为受端电网交易价格减去蒙西电网输配电价，如遇国家、自治区有明确要求的，按照相关要求执行。

（一）对于自治区明确的高耗能行业新入市工商业用户，建立公示机制。相关用户所属行业公示期间，暂按照公示的行业参与电力交易，若公示有异议的在公示结束后进行相应调整。

（二）交易机构抓紧开展市场主体信用评价工作，明确信用评价服务机构，引导市场主体自主交易、公平竞争；严禁串通联盟，形成价格壁垒，干扰交易秩序，对严重违规交易、拖欠交易电费、违约费用等不诚信行为，纳入信用考核管理体系。

（三）按照售电管理相关要求，电力交易机构做好售电公司市场注册、交易组织、履约保函制度建立以及信用评价管理等工作。对信用评价等级低的市场主体，可采取追加履约保函、暂停交易资格及限期整改等风险控制措施。

（四）交易机构要抓紧开展绿电交易相关工作，鼓励用电企业通过证电耦合形式与新能源企业交易。探索建立发电侧容量回收机制，适时组织开展发电侧容量市场。针对储能、虚拟电厂等新兴市场主体，加强中长期辅助服务交易机制研究。

（五）电网公司要尽快完成发电及用户计量表计改造工作，2022年1季度末实现连续开市计量需求。

（六）电网公司调控中心应交易开市前提供电网必开机组及其运行方式，对各类中长期交易结果进行安全校核。电力交易中心依据成交结果制定交易计划，指导电网运行，电力公司调控中心要科学安排各类机组运行方式，确保中长期交易合同有效执行。

（七）建立电力市场专班，研究内容涵盖中长期交易和现货交易，由交易机构、学术机构、电网公司代表、发用电企业代表构成。专班按月进行市场分析，跟踪中长期市场、现货市场运行情况及重大政策变化影响。交易机构可与学术机构签订战略合作协议，通过科技项目系统研发等方式取得学术支持。电网公司相关部门应积极向市场专班提供非涉密的电网运行情况及相关数据，专班成员不得违规使用各类数据。

交易机构应做好市场交易规则的培训解读工作，做好2022年交易组织工作，指导市场主体签订合同、参与电力直接交易。2022年年度交易应于2021年12月31日前组织开市。如遇国家、自治区政策重大调整，按照相关文件要求执行。