內蒙古自治區能源局發(fā)布《關(guān)于做好2024年內蒙古電力多邊交易市場(chǎng)中長(cháng)期交易有關(guān)事宜》的通知。
文件指出，預計2024年蒙西電網(wǎng)區內電力市場(chǎng)交易電量規模2800億千瓦時(shí)（區內用戶(hù)及工商業(yè)代理購電預計2713億千瓦時(shí)，網(wǎng)損預計87億千瓦時(shí)），居民、農業(yè)用電228億千瓦時(shí)。
文件還指出，初步安排常規風(fēng)電“保量保價(jià)”優(yōu)先發(fā)電電量53億千瓦時(shí)（折算利用小時(shí)數300小時(shí)）、特許權項目28億千瓦時(shí)（折算利用小時(shí)數2000小時(shí)），由電網(wǎng)企業(yè)按照蒙西地區燃煤基準價(jià)收購；低價(jià)項目2000小時(shí)以?xún)入娏堪凑崭們r(jià)價(jià)格執行；除上述電量外風(fēng)電項目所發(fā)電量均參與電力市場(chǎng)。
初步安排常規光伏“保量保價(jià)”優(yōu)先發(fā)電計劃電量16億千瓦時(shí)（折算利用小時(shí)數250小時(shí)），領(lǐng)跑者項目26億千瓦時(shí)（折算利用小時(shí)數1500小時(shí)），由電網(wǎng)企業(yè)按照蒙西地區燃煤基準價(jià)收購；低價(jià)項目1500小時(shí)以?xún)入娏堪凑崭們r(jià)價(jià)格執行；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(chǎng)。
新能源“保量保價(jià)”優(yōu)先發(fā)電電量（含低價(jià)新能源項目按競價(jià)價(jià)格結算電量）由電力交易機構根據月度居民、農業(yè)及非市場(chǎng)化機組預測曲線(xiàn)，按照公平原則對新能源發(fā)電場(chǎng)站優(yōu)先發(fā)電電量進(jìn)行預分配，預分配電量以月度掛牌交易方式開(kāi)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(jià)”優(yōu)先發(fā)電電量，優(yōu)先發(fā)電量滿(mǎn)足優(yōu)先購電需求后，富裕的電量可在全體工商業(yè)用戶(hù)間分攤。
內蒙古自治區能源局關(guān)于做好2024年內蒙古電力多邊交易市場(chǎng)中長(cháng)期交易有關(guān)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公司，各有關(guān)發(fā)電企業(yè)、售電公司、電力用戶(hù)：
按照國家和自治區有關(guān)文件精神，為加快構建以新能源為主體的新型電力多邊交易市場(chǎng)，有效推進(jìn)中長(cháng)期交易與現貨交易的協(xié)調配合，切實(shí)做好2024年內蒙古電力多邊交易工作，充分發(fā)揮電力市場(chǎng)對穩定經(jīng)濟增長(cháng)、調整產(chǎn)業(yè)結構的作用，經(jīng)電力市場(chǎng)管理委員會(huì )審議通過(guò)，現將2024年內蒙古電力多邊交易市場(chǎng)中長(cháng)期交易有關(guān)事宜通知如下。
預計2024年蒙西電網(wǎng)區內電力市場(chǎng)交易電量規模2800億千瓦時(shí)（區內用戶(hù)及工商業(yè)代理購電預計2713億千瓦時(shí)，網(wǎng)損預計87億千瓦時(shí)），居民、農業(yè)用電228億千瓦時(shí)。
發(fā)電企業(yè)：符合電力市場(chǎng)入市條件的蒙西電網(wǎng)現役燃煤機組、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(chǎng)?！吨泄仓醒雵鴦?wù)院關(guān)于進(jìn)一步深化電力體制改革的若干意見(jiàn)》（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(chǎng)。滿(mǎn)足電網(wǎng)調度與計量條件的地調公用燃煤機組可直接參與交易；不滿(mǎn)足條件的地調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(jià)格結算。根據市場(chǎng)運行情況，逐步試點(diǎn)推動(dòng)常規水電、生物質(zhì)、燃氣、分布式等電源類(lèi)型參與市場(chǎng)。交易機構根據新能源核準（備案）、價(jià)格批復等文件，對平價(jià)（低價(jià)）、特許權、領(lǐng)跑者等項目進(jìn)行認定，并建立相應的公示備案制度?！吨泄仓醒雵鴦?wù)院關(guān)于進(jìn)一步深化電力體制改革的若干意見(jiàn)》（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、常規水電、生物質(zhì)、燃氣、分布式等電源類(lèi)型，可以主動(dòng)申請參與電力市場(chǎng)并提出交易辦法，經(jīng)由市場(chǎng)管理委員會(huì )研究后作出是否參與市場(chǎng)及交易模式的建議。
電力用戶(hù)：加快推動(dòng)工商業(yè)用戶(hù)全面參與市場(chǎng)，逐步縮小電網(wǎng)代理購電規模，除居民（含執行居民電價(jià)的學(xué)校、社會(huì )福利機構、社區服務(wù)中心等公益性事業(yè)用戶(hù)）、農業(yè)用電之外，10千伏及以上全部工商業(yè)用戶(hù)（含限制類(lèi)）原則上要直接參與市場(chǎng)交易；進(jìn)一步細化電力用戶(hù)市場(chǎng)交易單元，若同一用戶(hù)涵蓋多個(gè)產(chǎn)品（行業(yè)）需要分別參與市場(chǎng)交易,須提交行業(yè)認定并明確不同行業(yè)電量的計量方式，鼓勵按照用電企業(yè)所屬行業(yè)開(kāi)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整的，須向電網(wǎng)企業(yè)、交易機構提供相關(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，并根據年度交易電量規模，在交易開(kāi)展前向電力交易機構足額繳納履約保函或履約保險。電力用戶(hù)完成市場(chǎng)注冊公示后，可在規定時(shí)間內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(chǎng)交易。電力交易機構應加強售電市場(chǎng)運營(yíng)管理，通過(guò)信息核驗、市場(chǎng)行為評價(jià)、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(chǎng)行為評價(jià)報告，防范售電市場(chǎng)運行風(fēng)險。擁有配電網(wǎng)運營(yíng)權的售電公司進(jìn)行市場(chǎng)注冊時(shí)，執行《售電公司管理辦法》（發(fā)改體改規〔2021〕1595號）中售電公司注冊準入部分對專(zhuān)業(yè)技術(shù)人員人數和注冊資本的要求。
新興主體：積極推動(dòng)六類(lèi)市場(chǎng)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(chǎng)條件后，分類(lèi)參與電力市場(chǎng)交易。充分發(fā)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(chǎng)。電網(wǎng)企業(yè)應按照相關(guān)文件要求明確市場(chǎng)化并網(wǎng)新能源項目（含用電、發(fā)電）和虛擬電廠(chǎng)、市場(chǎng)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)園區綠色供電項目主體、風(fēng)光制氫項目主體等自平衡調度運行機制，推動(dòng)市場(chǎng)管理委員會(huì )研究提出新興主體購網(wǎng)和上網(wǎng)電量參與電力市場(chǎng)的方案和細則。
三、“保量保價(jià)”優(yōu)先發(fā)電計劃安排
2024年，新能源“保量保價(jià)”優(yōu)先發(fā)電電量對應居民、農業(yè)等未進(jìn)入電力市場(chǎng)的電力用戶(hù)。初步安排常規風(fēng)電“保量保價(jià)”優(yōu)先發(fā)電電量53億千瓦時(shí)（折算利用小時(shí)數300小時(shí)）、特許權項目28億千瓦時(shí)（折算利用小時(shí)數2000小時(shí)），由電網(wǎng)企業(yè)按照蒙西地區燃煤基準價(jià)收購；低價(jià)項目2000小時(shí)以?xún)入娏堪凑崭們r(jià)價(jià)格執行；除上述電量外風(fēng)電項目所發(fā)電量均參與電力市場(chǎng)。初步安排常規光伏“保量保價(jià)”優(yōu)先發(fā)電計劃電量16億千瓦時(shí)（折算利用小時(shí)數250小時(shí)），領(lǐng)跑者項目26億千瓦時(shí)（折算利用小時(shí)數1500小時(shí)），由電網(wǎng)企業(yè)按照蒙西地區燃煤基準價(jià)收購；低價(jià)項目1500小時(shí)以?xún)入娏堪凑崭們r(jià)價(jià)格執行；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(chǎng)。
新能源“保量保價(jià)”優(yōu)先發(fā)電電量（含低價(jià)新能源項目按競價(jià)價(jià)格結算電量）由電力交易機構根據月度居民、農業(yè)及非市場(chǎng)化機組預測曲線(xiàn)，按照公平原則對新能源發(fā)電場(chǎng)站優(yōu)先發(fā)電電量進(jìn)行預分配，預分配電量以月度掛牌交易方式開(kāi)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(jià)”優(yōu)先發(fā)電電量，優(yōu)先發(fā)電量滿(mǎn)足優(yōu)先購電需求后，富裕的電量可在全體工商業(yè)用戶(hù)間分攤。
區內用電企業(yè)直接交易按照用戶(hù)行業(yè)分為一般行業(yè)和高耗能行業(yè)，交易機構應按照電力用戶(hù)類(lèi)別分別組織開(kāi)展。
2024年電力中長(cháng)期交易包括年度交易、月度交易和月內交易。鼓勵市場(chǎng)主體簽訂一年期以上的電力中長(cháng)期合同，多年期合同可在交易機構備案后按年度在平臺成交并執行。按照國家發(fā)展改革委要求，市場(chǎng)化電力用戶(hù)2024年的年度、月度、月內等中長(cháng)期合同簽約電量應高于上一年度用網(wǎng)電量的90%，燃煤發(fā)電企業(yè)中長(cháng)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(chǎng)站中長(cháng)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%。電力交易機構應做好動(dòng)態(tài)監測，對簽訂率不滿(mǎn)足要求的電力用戶(hù)、燃煤發(fā)電企業(yè)、新能源場(chǎng)站及時(shí)給予提醒，對中長(cháng)期合約不足的偏差電量執行偏差結算。
全部電力用戶(hù)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(kāi)展新能源交易，總體按協(xié)商交易、掛牌交易、競價(jià)交易的順序組織，具體交易品種根據交易類(lèi)別分別安排。
電力用戶(hù)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(cháng)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(chǎng)站2024年年度中長(cháng)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%。售電公司根據代理用戶(hù)的整體用電情況按照上述要求簽訂年度中長(cháng)期合同。鼓勵發(fā)用電雙方在年度交易合同中明確曲線(xiàn)和價(jià)格調整機制，按照合同約定的調整辦法或經(jīng)合同雙方同意，年度協(xié)商交易曲線(xiàn)和價(jià)格可以按月調整。
如遇國家、自治區政策調整，所涉及的電力用戶(hù)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(jìn)行調整。年度交易因特殊情況確實(shí)無(wú)法完成的，經(jīng)合同雙方同意可開(kāi)展剩余合同電量回購交易，回購價(jià)格原則上不高于年度交易價(jià)格的90%。
全部電力用戶(hù)及發(fā)電企業(yè)均可參與月度交易。月度交易優(yōu)先開(kāi)展新能源交易，總體按協(xié)商交易、掛牌交易、競價(jià)交易的順序組織，具體交易品種根據交易類(lèi)別分別安排。
月內交易分為增量交易與置換交易兩部分,交易標的為D+2日至月底交易電量。月內增量交易調整為工作日進(jìn)行，以2日為周期，每周一、三、五組織開(kāi)展（遇節假日順延），采用連續掛牌交易模式開(kāi)展。置換交易調整為工作日連續開(kāi)展，燃煤發(fā)電側合同電量轉讓交易原則上由大容量、高參數、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(jià)格聯(lián)動(dòng)合約電量及電力用戶(hù)側競價(jià)交易優(yōu)先成交電量暫不開(kāi)展合同置換。
協(xié)商交易采用雙邊協(xié)商模式開(kāi)展，即發(fā)電側、用電側任一方將協(xié)商一致形成的電力曲線(xiàn)及分時(shí)價(jià)格提交至交易平臺，由另一方受理，經(jīng)雙方確認后達成交易合約。
掛牌交易模式包括單邊集中掛牌、單邊連續掛牌、雙邊集中掛牌和雙邊連續掛牌。
采用單邊集中掛牌模式的，供給側或需求側（由具體交易品種確定）在掛牌時(shí)間內提交電力曲線(xiàn)及分時(shí)價(jià)格，完成掛牌操作；另一方在指定的摘牌時(shí)間段內參與摘牌，以時(shí)間優(yōu)先為原則，完成摘牌后雙方即獲得相應交易合約。年度、月度新能源（綠電）掛牌交易采用此模式。
采用單邊連續掛牌模式的，供給側或需求側在掛牌交易開(kāi)市時(shí)間段內進(jìn)行掛牌或摘牌操作，以時(shí)間優(yōu)先原則，完成摘牌后雙方即獲得相應交易合約。月內新能源掛牌交易采用此模式。
采用雙邊集中掛牌模式的，供給側和需求側可同時(shí)在掛牌時(shí)間段內進(jìn)行掛牌；摘牌時(shí)間段內，供給側和需求側可同時(shí)以時(shí)間優(yōu)先原則摘取對側掛牌，完成摘牌后雙方即獲得相應交易合約。年度、月度火電掛牌交易采用此模式。
采用雙邊連續掛牌模式的，供給側和需求側可同時(shí)在掛牌交易開(kāi)市時(shí)間段內進(jìn)行掛牌或摘牌操作，以時(shí)間優(yōu)先原則，完成摘牌后雙方即獲得相應交易合約。月內火電掛牌交易采用此模式。
集中競價(jià)交易包括單邊競價(jià)交易、雙邊競價(jià)交易。本通知中集中競價(jià)交易均采用邊際出清模式，即交易中最后一個(gè)中標機組（邊際機組）或用戶(hù)（邊際用戶(hù)）的申報價(jià)格作為市場(chǎng)成交價(jià)格，若雙邊競價(jià)中邊際機組報價(jià)低于邊際用戶(hù)報價(jià)，則采用二者報價(jià)的算術(shù)平均值作為統一出清價(jià)格。
采用單邊競價(jià)模式的，由供給側或需求側（由具體交易品種確定）一方報量報價(jià)，另一方僅提供電量，作為價(jià)格接受者。申報價(jià)格方按照價(jià)格由低到高（供給側單邊競價(jià)）或由高到低（需求側單邊競價(jià)）排序，直到滿(mǎn)足另一方電量要求。
1. 交易開(kāi)展前，新能源發(fā)電企業(yè)需向交易機構申報全年發(fā)電能力并分解到月，月分解電量原則上應介于近三年同月最大上網(wǎng)電量與最小上網(wǎng)電量之間，年內新并網(wǎng)的新能源企業(yè)申報電量應介于近3年所在區域同類(lèi)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(dòng)進(jìn)行發(fā)電能力申報的，按同區域同類(lèi)型平均申報發(fā)電能力曲線(xiàn)執行。每月交易開(kāi)展前可以根據企業(yè)實(shí)際發(fā)電情況對次月發(fā)電能力做出調整。新能源月度發(fā)電能力作為當月新能源交易（含置換交易）電量上限。采取交易價(jià)格聯(lián)動(dòng)機制的電力用戶(hù)暫不參與新能源發(fā)電交易。
2. 新能源交易按照年度、月度、月內等周期組織，執行峰平谷分時(shí)段價(jià)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(kāi)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(jià)交易，由用戶(hù)側報量報價(jià)、發(fā)電側報量接受價(jià)格，交易申報價(jià)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內平均成交價(jià)格，后期可根據交易組織情況適當調整。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(kāi)展雙邊協(xié)商交易，協(xié)商交易結束后，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(jià)格在蒙西地區燃煤發(fā)電基準價(jià)的基礎上浮動(dòng)不超過(guò)10%。自治區明確支持的戰略性新興產(chǎn)業(yè)電力用戶(hù)在新能源競價(jià)交易中優(yōu)先成交。
用電企業(yè)應根據實(shí)際生產(chǎn)情況簽訂中長(cháng)期合同曲線(xiàn)，合同曲線(xiàn)電力最大值原則上不超過(guò)運行變壓器容量。
發(fā)電企業(yè)應根據實(shí)際情況確定中長(cháng)期成交曲線(xiàn)，合同曲線(xiàn)電力最大值原則上不超過(guò)裝機容量，光伏發(fā)電成交曲線(xiàn)時(shí)段不應超過(guò)光伏有效發(fā)電時(shí)段（暫定為每日5時(shí)至20時(shí)）。
電網(wǎng)企業(yè)代理購電交易按照年度交易和月度交易開(kāi)展，其中，年度交易電量不得低于代理電力用戶(hù)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?huà)炫平灰追绞介_(kāi)展，按火電、新能源分別組織，新能源比例不超過(guò)當期一般行業(yè)電力用戶(hù)（不含簽訂年度價(jià)格聯(lián)動(dòng)合約和優(yōu)先成交用戶(hù)）平均新能源成交比例。電網(wǎng)公司代理購電掛牌交易價(jià)格按照當前交易周期一般行業(yè)用戶(hù)（含售電公司，不含簽訂年度價(jià)格聯(lián)動(dòng)合約和優(yōu)先成交用戶(hù)）與對應類(lèi)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）的加權平均價(jià)格執行。為保障各類(lèi)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(jìn)行，第一階段交易標的為光伏有效發(fā)電時(shí)段電力曲線(xiàn)，全部類(lèi)型新能源發(fā)電企業(yè)可參與摘牌；第二階段交易標的為全時(shí)段電力曲線(xiàn)，風(fēng)電及具備全時(shí)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(shí)，剩余未成交電量按對應類(lèi)型發(fā)電機組（場(chǎng)站）剩余發(fā)電空間比例分攤，分攤電量原則上不超過(guò)機組（場(chǎng)站）剩余發(fā)電空間。
按照《國家發(fā)展改革委關(guān)于第三監管周期省級電網(wǎng)輸配電價(jià)及有關(guān)事項的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2023〕526號）要求，上網(wǎng)環(huán)節線(xiàn)損電量由電網(wǎng)企業(yè)代理采購，納入代理購電范疇。
國家發(fā)展改革委下達的跨省區優(yōu)先發(fā)電計劃全部通過(guò)中長(cháng)期交易合同方式落實(shí)，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(guò)月度或者月內中長(cháng)期交易確定。
優(yōu)先發(fā)電計劃由電力交易機構以?huà)炫平灰啄Ｊ浇M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)直接參與跨省區電力交易。電網(wǎng)企業(yè)按照優(yōu)先發(fā)電計劃規模，結合蒙西電網(wǎng)輸配電價(jià)確定外送交易電量（曲線(xiàn)）及價(jià)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攤。
蒙西電網(wǎng)在保障蒙西地區電力供應安全的基礎上，應積極與華北電網(wǎng)通過(guò)市場(chǎng)化方式明確2024年交易意向并向市場(chǎng)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組織區內發(fā)電企業(yè)開(kāi)展補充掛牌交易。
新能源發(fā)電場(chǎng)站參與區內交易后的剩余發(fā)電能力可參與跨省區電力交易，參與跨省區交易電量占跨省區新能源交易總電量比例不得高于本場(chǎng)站參與區內新能源交易電量占區內新能源交易總電量比例。交易結束后，若跨省區補充掛牌交易電量仍有剩余且新能源發(fā)電場(chǎng)站仍有剩余發(fā)電空間，可組織開(kāi)展第二輪跨省區新能源掛牌交易，新能源發(fā)電場(chǎng)站可按剩余發(fā)電能力參與?？缡^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年蒙西地區可再生能源消納責任權重要求。
每月跨省跨區交易結束后，當月度新能源預計供給量高于預測用戶(hù)需求時(shí)，允許燃煤發(fā)電企業(yè)在月前合同置換時(shí)將跨省區交易合約電量轉讓至新能源發(fā)電場(chǎng)站，轉讓電量應滿(mǎn)足累計外送新能源比例不高于本年度蒙西地區可再生能源消納責任權重要求。電力交易機構應按要求按月核定置換上限，并按照燃煤發(fā)電機組在當月跨省跨區交易中成交電量比例對交易上限進(jìn)行分配。
六、鼓勵煤炭行業(yè)電力用戶(hù)簽訂價(jià)格聯(lián)動(dòng)合同
煤炭是燃煤發(fā)電的主要生產(chǎn)原料，煤炭?jì)r(jià)格與燃煤發(fā)電成本具有強相關(guān)性?？紤]2024年蒙西地區電力供需仍然偏緊的實(shí)際情況，為更好促進(jìn)煤電企業(yè)提高機組運行水平，保障蒙西地區電力供應安全，根據國家發(fā)展改革委關(guān)于2024年電力中長(cháng)期合約簽約的相關(guān)要求，煤炭行業(yè)電力用戶(hù)應自主與燃煤發(fā)電企業(yè)簽訂根據煤炭?jì)r(jià)格調整的電力交易合同，不再參與掛牌和集中競價(jià)交易。煤炭行業(yè)電力用戶(hù)與燃煤發(fā)電企業(yè)可以根據已發(fā)布的“基準交易價(jià)+浮動(dòng)交易價(jià)”模式簽訂合約，也可以自行約定聯(lián)動(dòng)方式。“基準交易價(jià)+浮動(dòng)交易價(jià)”選用的價(jià)格指數、燃煤發(fā)電企業(yè)與煤炭行業(yè)電力用戶(hù)的簽約比例等事項，由交易機構按照科學(xué)合理、公平公正、統籌兼顧的原則起草具體方案并交市場(chǎng)管理委員會(huì )研究通過(guò)后執行。
按照《國務(wù)院關(guān)于推動(dòng)內蒙古高質(zhì)量發(fā)展奮力書(shū)寫(xiě)中國式現代化新篇章的意見(jiàn)》（國發(fā)〔2023〕16號）要求，2024年積極開(kāi)展內蒙古電力市場(chǎng)綠色電力交易，支持新能源企業(yè)在中長(cháng)期交易中體現綠色價(jià)值。交易機構按國家和自治區要求組織開(kāi)展綠色電力交易，新能源場(chǎng)站可在綠電交易中長(cháng)期合約中與電力用戶(hù)約定綠色價(jià)值，獲取收益并適當承擔市場(chǎng)交易風(fēng)險；享受可再生能源補貼的新能源電量對應綠色價(jià)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。支持自治區明確的戰略性新興產(chǎn)業(yè)電力用戶(hù)高比例消費綠色電力，積極開(kāi)展綠色制造。
新能源綠色交易初期，無(wú)法自擔市場(chǎng)風(fēng)險的新能源項目可在交易機構備案，將綠色屬性初步根據中長(cháng)期合約同步至電力用戶(hù)，并主動(dòng)提供綠色屬性（綠證）申領(lǐng)數量、可劃轉和已劃轉數量等情況。未在中長(cháng)期合同中明確綠色價(jià)值、也未在交易機構備案明確綠色屬性暫隨中長(cháng)期合約同步至電力用戶(hù)的新能源發(fā)電量，需要承擔市場(chǎng)風(fēng)險，不再執行現貨市場(chǎng)風(fēng)險防范機制。
發(fā)電側上網(wǎng)電量、電力用戶(hù)用電量、綠色交易合同電量的最小值作為綠色價(jià)值的實(shí)際結算量，綠色交易市場(chǎng)主體應約定少發(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(jià)的5%向購方、售方支付偏差補償費用。國家或自治區明確綠色電力交易規則和實(shí)施辦法后，按照相關(guān)要求執行。
八、開(kāi)展中長(cháng)期合同偏差結算
中長(cháng)期交易合同不滿(mǎn)足簽約比例要求的偏差電量，按年度、月度為周期分別開(kāi)展偏差結算，居民、農業(yè)、獨立儲能暫不參與中長(cháng)期合同偏差結算。
年度中長(cháng)期合約簽約比例未達到本文件要求的發(fā)電企業(yè)和電力用戶(hù)，實(shí)際簽約電量和滿(mǎn)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(jià)格的20%支付偏差結算費用，新能源企業(yè)按照同類(lèi)型新能源年度平均交易電價(jià)的20%支付偏差結算費用；電力用戶(hù)對應燃煤發(fā)電電量按照相應行業(yè)電力用戶(hù)與燃煤發(fā)電機組年度交易成交價(jià)格的20%支付偏差結算費用，對應新能源電量按照各類(lèi)型新能源年度平均交易電價(jià)的20%支付偏差結算費用。交易機構應預測區內交易成交情況，當全網(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(wú)法滿(mǎn)足電力用戶(hù)年度合約簽約需求時(shí)，等比例核減電力用戶(hù)偏差結算應成交年度合約比例。
若燃煤發(fā)電企業(yè)、新能源企業(yè)和電力用戶(hù)2024年生產(chǎn)安排確有重大調整，全年發(fā)電、用電無(wú)法達到年度合約簽約比例對應的電量水平，以至于不能滿(mǎn)足年度中長(cháng)期合同簽約的要求，可以申請核減年度偏差結算電量，年內實(shí)際發(fā)電、用電量達到年度合約簽約比例水平時(shí)需按1.1倍補繳核減的偏差結算費用。
月度中長(cháng)期合約（含年度合約月分解、月度交易及月內交易）簽約比例未達到本文件要求的燃煤發(fā)電企業(yè)，實(shí)際簽約電量和滿(mǎn)足簽約比例的電量之間的差額電量，發(fā)電企業(yè)按照其結算價(jià)格與現貨最低價(jià)的差價(jià)支付偏差結算費用。若燃煤發(fā)電企業(yè)月度生產(chǎn)安排受不可抗力、政策調整或電網(wǎng)運行影響，全月發(fā)電無(wú)法達到月度合約簽約比例對應的電量水平，以至于不能滿(mǎn)足月度中長(cháng)期合同簽約的要求，可以申請核減月度偏差結算電量。
新能源場(chǎng)站應進(jìn)一步優(yōu)化發(fā)電預測，盡可能減少由于預測準確度過(guò)低造成的合約偏差，月度中長(cháng)期合約實(shí)際持有比例達到月度發(fā)電量90%的新能源場(chǎng)站參與現貨市場(chǎng)時(shí)風(fēng)險防范比例按75%至120%執行，實(shí)際持有中長(cháng)期合約比例降低數值的50%調減風(fēng)險防范比例下限。月度中長(cháng)期合約實(shí)際持有比例達到月度用電量90%的電力用戶(hù)參與現貨市場(chǎng)時(shí)風(fēng)險防范比例按90%至110%執行，實(shí)際持有中長(cháng)期合約比例降低數值的50%調增風(fēng)險防范比例上限，同時(shí)執行現貨市場(chǎng)超缺額回收相關(guān)要求。交易機構應分析月度交易成交情況，當全網(wǎng)燃煤發(fā)電企業(yè)簽約比例達到要求仍無(wú)法滿(mǎn)足電力用戶(hù)月度合約簽約需求時(shí)，等比例核減電力用戶(hù)月度合約比例要求。自治區明確的戰略性新興產(chǎn)業(yè)電力用戶(hù)應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(jià)格與優(yōu)先成交電量合同價(jià)格的差值的1.2倍補繳偏差結算費用。
（三）發(fā)用電企業(yè)偏差結算電費進(jìn)行分攤
按照發(fā)電側(按照電源結算關(guān)系，區分火電、各類(lèi)新能源)、用電側分別設立賬目。發(fā)電側偏差結算費用按照用電企業(yè)交易電量比例進(jìn)行分攤，用電側偏差結算費用按照單位裝機交易電量比例進(jìn)行分攤。
（一）交易中心加快推進(jìn)新一代電力交易技術(shù)支持系統建設工作，應建立符合國家要求的備用系統或同城異地并列雙活運行系統，實(shí)現雙套系統互為主備和并列運行，防止各種原因而導致的系統癱瘓，提高交易系統穩定性、可靠性。
（二）努力為市場(chǎng)成員營(yíng)造安全、公平和公正的交易環(huán)境，規范市場(chǎng)成員交易行為，提升系統安全主動(dòng)防護能力，對于違反網(wǎng)站使用協(xié)議書(shū)的行為（通過(guò)非官方開(kāi)發(fā)、授權的軟件、插件、外掛等使用系統服務(wù)），視情節嚴重程度給予約談、通報、暫停交易等處罰。
（三）技術(shù)支持系統應探索按照相關(guān)要求和數據接口規范為市場(chǎng)成員提供數據接口服務(wù)，支持市場(chǎng)成員按規定獲取相關(guān)數據，市場(chǎng)成員在使用數據接口服務(wù)時(shí)應滿(mǎn)足網(wǎng)絡(luò )安全要求。
（四）交易機構要提高市場(chǎng)數據分析和治理能力，為政府決策和用戶(hù)參與電力市場(chǎng)提供輔助分析功能。
（一）電力交易機構應按照本通知要求做好2024年中長(cháng)期交易組織相關(guān)工作。盡快完成技術(shù)支持系統功能優(yōu)化調整，編制交易安排并及時(shí)向市場(chǎng)成員公布；同步開(kāi)展針對本通知的宣貫和培訓工作，確保市場(chǎng)主體盡快掌握市場(chǎng)政策變化。
（二）加強市場(chǎng)主體信息管理，探索建立市場(chǎng)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(chǎng)信息。
（三）推動(dòng)虛擬電廠(chǎng)以聚合商身份注冊入市，鼓勵其根據自身負荷特性自主參與中長(cháng)期、現貨、輔助服務(wù)等交易品種，獲取合理收益并承擔市場(chǎng)主體責任。
（四）規范企業(yè)信息管理。各市場(chǎng)主體應保證信息真實(shí)、完備、準確，并持續滿(mǎn)足注冊條件，根據市場(chǎng)需要接受交易機構核驗；企業(yè)應加強交易人員（含企業(yè)系統管理員）管理，系統備案信息須滿(mǎn)足用戶(hù)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(chǎng)操作均在授權委托有效期內。探索開(kāi)展交易人員培訓與認證工作，對于熟悉了解市場(chǎng)基礎知識、市場(chǎng)政策、交易規則，熟練掌握系統交易操作，經(jīng)培訓、測試合格后，予以認證并頒發(fā)證書(shū)。
（五）推動(dòng)開(kāi)展電力市場(chǎng)主體交易行為信用評價(jià)及評級工作，拓展評價(jià)結果應用，為電力交易各方提供參考依據，提升市場(chǎng)交易透明度；推動(dòng)分級分類(lèi)監管，對信用評分較低的市場(chǎng)主體，加強風(fēng)險管控與動(dòng)態(tài)監管，提升市場(chǎng)運行效率和安全性，促進(jìn)電力行業(yè)信用體系建設。
（六）做好綠色電力證書(shū)全覆蓋工作。根據國家發(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(shū)全覆蓋及綠色電力證書(shū)核發(fā)交易數據歸集工作，做好區內綠色電力交易，體現可再生能源的綠色價(jià)值。
（七）充分發(fā)揮市場(chǎng)靈活調節資源作用，探索建立彈性互濟交易機制，引導常規電源、儲能等可調節資源參與多時(shí)間尺度資源轉讓交易，整合提升六類(lèi)市場(chǎng)化等項目市場(chǎng)調節能力，降低運行偏差費用。
（八）基于高比例新能源參與市場(chǎng)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(chǎng)耦合機理與市場(chǎng)抵頂對沖交易機制。
（九）做好省間市場(chǎng)協(xié)同，更好融入全國統一電力市場(chǎng)。加強市場(chǎng)運行分析與模式研究，交易機構盡快結合市場(chǎng)需要探索開(kāi)展輸電權交易研究，提前鎖定輸電容量費用，保障系統穩定與電力傳輸，規避現貨價(jià)格波動(dòng)風(fēng)險。
（十）探索現貨條件下的需求側響應機制。結合蒙西地區發(fā)用客觀(guān)情況及網(wǎng)架結構，考慮省內與省間現貨運行特點(diǎn)，深入研究與現貨聯(lián)合出清的需求側響應機制，緩解供需矛盾，促進(jìn)新能源消納，保障電網(wǎng)安全。
（十一）交易機構要積極開(kāi)展容量市場(chǎng)機制研究、電力市場(chǎng)價(jià)值與價(jià)格之間關(guān)系研究，進(jìn)一步理順價(jià)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(chǎng)交易機制，完善調度運行機制，提升區域內部平衡運行能力，增強新能源就地消納與系統穩定能力。
（十三）交易機構根據市場(chǎng)主體結算查詢(xún)、異議反饋等需求，建立結算異常識別及處理機制。
（十四）開(kāi)展短周期（中長(cháng)期最短交易周期、日、清算時(shí)段等）現貨市場(chǎng)事后效益回收工作，對簽約比例超過(guò)允許偏差值的市場(chǎng)主體在現貨市場(chǎng)中的收益予以回收。探索研究中長(cháng)期輔助服務(wù)交易品種，開(kāi)展促電網(wǎng)保供、促新能源消納的中長(cháng)期輔助服務(wù)機制研究。
責任編輯： 江曉蓓
標簽：內蒙古能源局,蒙西電網(wǎng)區,電力市場(chǎng)交易電量
電力
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