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　　2月4日，内蒙古自治区能源局发布《关于做好2024年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜的通知》。根据文件符合电力市场入市条件的蒙西电网现役燃煤机组、风电（暂不含分散式风电）及光伏发电（暂不含分布式光伏和扶贫光伏）项目，可按要求直接参与市场。

　　在新能源交易方面，文件明确，交易开展前，新能源发电企业需向交易机构申报全年发电能力并分解到月，月分解电量原则上应介于近三年同月最大上网电量与最小上网电量之间，年内新并网的新能源企业申报电量应介于近3年所在区域同类型发电的（风电、光伏）平均水平及最大发电水平之间。未主动进行发电能力申报的，按同区域同类型平均申报发电能力曲线执行。每月交易开展前可以根据企业实际发电情况对次月发电能力做出调整。新能源月度发电能力作为当月新能源交易（含置换交易）电量上限。采取交易价格联动机制的电力用户暂不参与新能源发电交易。

　　新能源交易按照年度、月度、月内等周期组织，执行峰平谷分时段价格，按照享受可再生能源补贴风电、享受可再生能源补贴光伏、不享受可再生能源补贴风电、不享受可再生能源补贴光伏分别组织开展。享受可再生能源补贴风电、享受可再生能源补贴光伏仅组织单边竞价交易，由用户侧报量报价、发电侧报量接受价格，交易申报价格暂不得低于2023年享受可再生能源补贴风电、享受可再生能源补贴光伏项目区内平均成交价格，后期可根据交易组织情况适当调整。不享受可再生能源补贴风电、不享受可再生能源补贴光伏优先开展双边协商交易，协商交易结束后，未成交以及未参与协商交易电量可以参加挂牌交易，挂牌交易价格在蒙西地区燃煤发电基准价的基础上浮动不超过10%。自治区明确支持的战略性新兴产业电力用户在新能源竞价交易中优先成交。

　　在“保量保价”优先发电计划安排方面，文件明确，2024年，新能源“保量保价”优先发电电量对应居民、农业等未进入电力市场的电力用户。初步安排常规风电“保量保价”优先发电电量53亿千瓦时（折算利用小时数300小时）、特许权项目28亿千瓦时（折算利用小时数2000小时），由电网企业按照蒙西地区燃煤基准价收购；低价项目2000小时以内电量按照竞价价格执行；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”优先发电计划电量16亿千瓦时（折算利用小时数250小时），领跑者项目26亿千瓦时（折算利用小时数1500小时），由电网企业按照蒙西地区燃煤基准价收购；低价项目1500小时以内电量按照竞价价格执行；除上述电量外光伏发电项目所发电量均参与电力市场。

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　　新能源“保量保价”优先发电电量（含低价新能源项目按竞价价格结算电量）由电力交易机构根据月度居民、农业及非市场化机组预测曲线，按照公平原则对新能源发电场站优先发电电量进行预分配，预分配电量以月度挂牌交易方式开展，由电网企业挂牌、新能源发电企业摘牌。未摘牌或未完全摘牌电量视为放弃该部分“保量保价”优先发电电量，优先发电量满足优先购电需求后，富裕的电量可在全体工商业用户间分摊。

　　内蒙古自治区能源局关于做好2024年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜的通知

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

　　按照国家和自治区有关文件精神，为加快构建以新能源为主体的新型电力多边交易市场，有效推进中长期交易与现货交易的协调配合，切实做好2024年内蒙古电力多边交易工作，充分发挥电力市场对稳定经济增长、调整产业结构的作用，经电力市场管理委员会审议通过，现将2024年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜通知如下。

　　预计2024年蒙西电网区内电力市场交易电量规模2800亿千瓦时（区内用户及工商业代理购电预计2713亿千瓦时，网损预计87亿千瓦时），居民、农业用电228亿千瓦时。

　　发电企业：符合电力市场入市条件的蒙西电网现役燃煤机组、风电（暂不含分散式风电）及光伏发电（暂不含分布式光伏和扶贫光伏）项目，可按要求直接参与市场。《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）印发前投产的不享受可再生能源补贴新能源项目可暂不参与市场。满足电网调度与计量条件的地调公用燃煤机组可直接参与交易；不满足条件的地调公用燃煤机组作为电网公司代理工商业购电的电源，上网电量按照电网公司代理工商业价格结算。根据市场运行情况，逐步试点推动常规水电、生物质、燃气、分布式等电源类型参与市场。交易机构根据新能源核准（备案）、价格批复等文件，对平价（低价）、特许权、领跑者等项目进行认定，并建立相应的公示备案制度。《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）印发前投产的不享受可再生能源补贴新能源项目、常规水电、生物质、燃气、分布式等电源类型，可以主动申请参与电力市场并提出交易办法，经由市场管理委员会研究后作出是否参与市场及交易模式的建议。

　　电力用户：加快推动工商业用户全面参与市场，逐步缩小电网代理购电规模，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，10千伏及以上全部工商业用户（含限制类）原则上要直接参与市场交易；进一步细化电力用户市场交易单元，若同一用户涵盖多个产品（行业）需要分别参与市场交易,须提交行业认定并明确不同行业电量的计量方式，鼓励按照用电企业所属行业开展计量改造；因新增产能、主体变更等原因造成交易单元调整的，须向电网企业、交易机构提供相关证明后办理。

　　售电公司：参与2024年年度交易的售电公司，应与代理用电企业建立有效期包含2024年全年的售电代理关系，并根据年度交易电量规模，在交易开展前向电力交易机构足额缴纳履约保函或履约保险。电力用户完成市场注册公示后，可在规定时间内与售电公司建立代理关系，由售电公司参与下一季度市场交易。电力交易机构应加强售电市场运营管理，通过信息核验、市场行为评价、履约保函和履约保险管理等方式，按季度公布售电公司市场行为评价报告，防范售电市场运行风险。拥有配电网运营权的售电公司进行市场注册时，执行《售电公司管理办法》（发改体改规〔2021〕1595号）中售电公司注册准入部分对专业技术人员人数和注册资本的要求。

　　新兴主体：积极推动六类市场化消纳新能源项目运行，按照相关要求符合并网运行和参与市场条件后，分类参与电力市场交易。充分发挥储能灵活调节资源作用，鼓励独立储能电站参与电力市场。电网企业应按照相关文件要求明确市场化并网新能源项目（含用电、发电）和虚拟电厂、市场化运作的光热项目等新兴主体发电、购电模式，尽快研究源网荷储一体化用电主体、工业园区绿色供电项目主体、风光制氢项目主体等自平衡调度运行机制，推动市场管理委员会研究提出新兴主体购网和上网电量参与电力市场的方案和细则。

　　2024年，新能源“保量保价”优先发电电量对应居民、农业等未进入电力市场的电力用户。初步安排常规风电“保量保价”优先发电电量53亿千瓦时（折算利用小时数300小时）、特许权项目28亿千瓦时（折算利用小时数2000小时），由电网企业按照蒙西地区燃煤基准价收购；低价项目2000小时以内电量按照竞价价格执行；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”优先发电计划电量16亿千瓦时（折算利用小时数250小时），领跑者项目26亿千瓦时（折算利用小时数1500小时），由电网企业按照蒙西地区燃煤基准价收购；低价项目1500小时以内电量按照竞价价格执行；除上述电量外光伏发电项目所发电量均参与电力市场。

　　新能源“保量保价”优先发电电量（含低价新能源项目按竞价价格结算电量）由电力交易机构根据月度居民、农业及非市场化机组预测曲线，按照公平原则对新能源发电场站优先发电电量进行预分配，预分配电量以月度挂牌交易方式开展，由电网企业挂牌、新能源发电企业摘牌。未摘牌或未完全摘牌电量视为放弃该部分“保量保价”优先发电电量，优先发电量满足优先购电需求后，富裕的电量可在全体工商业用户间分摊。

　　区内用电企业直接交易按照用户行业分为一般行业和高耗能行业，交易机构应按照电力用户类别分别组织开展。

　　2024年电力中长期交易包括年度交易、月度交易和月内交易。鼓励市场主体签订一年期以上的电力中长期合同，多年期合同可在交易机构备案后按年度在平台成交并执行。按照国家发展改革委要求，市场化电力用户2024年的年度、月度、月内等中长期合同签约电量应高于上一年度用网电量的90%，燃煤发电企业中长期合同签约电量不低于上一年度上网电量的90%，新能源场站中长期合同签约电量不低于上一年度上网电量或申报年度发电能力（二者取较大值）的90%。电力交易机构应做好动态监测，对签订率不满足要求的电力用户、燃煤发电企业、新能源场站及时给予提醒，对中长期合约不足的偏差电量执行偏差结算。

　　全部电力用户及发电企业均可参与2024年年度交易。年度交易优先开展新能源交易，总体按协商交易、挂牌交易、竞价交易的顺序组织，具体交易品种根据交易类别分别安排。

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　　电力用户年度交易电量不低于上年度用网电量的70%；燃煤发电企业2024年年度中长期合同签约电量不低于上一年度上网电量的80%；新能源场站2024年年度中长期合同签约电量不低于上一年度上网电量或本年度申报年度能力（二者取较大值）的65%。售电公司根据代理用户的整体用电情况按照上述要求签订年度中长期合同。鼓励发用电双方在年度交易合同中明确曲线和价格调整机制，按照合同约定的调整办法或经合同双方同意，年度协商交易曲线和价格可以按月调整。

　　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。年度交易因特殊情况确实无法完成的，经合同双方同意可开展剩余合同电量回购交易，回购价格原则上不高于年度交易价格的90%。

　　全部电力用户及发电企业均可参与月度交易。月度交易优先开展新能源交易，总体按协商交易、挂牌交易、竞价交易的顺序组织，具体交易品种根据交易类别分别安排。

　　月内交易分为增量交易与置换交易两部分,交易标的为D+2日至月底交易电量。月内增量交易调整为工作日进行，以2日为周期，每周一、三、五组织开展（遇节假日顺延），采用连续挂牌交易模式开展。置换交易调整为工作日连续开展，燃煤发电侧合同电量转让交易原则上由大容量、高参数、环保机组替代低效、高污染火电机组及关停发电机组发电，火电机组不得替代新能源发电。签订价格联动合约电量及电力用户侧竞价交易优先成交电量暂不开展合同置换。

　　协商交易采用双边协商模式开展，即发电侧、用电侧任一方将协商一致形成的电力曲线及分时价格提交至交易平台，由另一方受理，经双方确认后达成交易合约。

　　挂牌交易模式包括单边集中挂牌、单边连续挂牌、双边集中挂牌和双边连续挂牌。

　　采用单边集中挂牌模式的，供给侧或需求侧（由具体交易品种确定）在挂牌时间内提交电力曲线及分时价格，完成挂牌操作；另一方在指定的摘牌时间段内参与摘牌，以时间优先为原则，完成摘牌后双方即获得相应交易合约。年度、月度新能源（绿电）挂牌交易采用此模式。

　　采用单边连续挂牌模式的，供给侧或需求侧在挂牌交易开市时间段内进行挂牌或摘牌操作，以时间优先原则，完成摘牌后双方即获得相应交易合约。月内新能源挂牌交易采用此模式。

　　采用双边集中挂牌模式的，供给侧和需求侧可同时在挂牌时间段内进行挂牌；摘牌时间段内，供给侧和需求侧可同时以时间优先原则摘取对侧挂牌，完成摘牌后双方即获得相应交易合约。年度、月度火电挂牌交易采用此模式。

　　采用双边连续挂牌模式的，供给侧和需求侧可同时在挂牌交易开市时间段内进行挂牌或摘牌操作，以时间优先原则，完成摘牌后双方即获得相应交易合约。月内火电挂牌交易采用此模式。

　　集中竞价交易包括单边竞价交易、双边竞价交易。本通知中集中竞价交易均采用边际出清模式，即交易中最后一个中标机组（边际机组）或用户（边际用户）的申报价格作为市场成交价格，若双边竞价中边际机组报价低于边际用户报价，则采用二者报价的算术平均值作为统一出清价格。

　　采用单边竞价模式的，由供给侧或需求侧（由具体交易品种确定）一方报量报价，另一方仅提供电量，作为价格接受者。申报价格方按照价格由低到高（供给侧单边竞价）或由高到低（需求侧单边竞价）排序，直到满足另一方电量要求。

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