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根據(jù)通知，預(yù)計(jì)2025年蒙西電網(wǎng)區(qū)內(nèi)電力市場交易電量規(guī)模2900億千瓦時(shí)，居民、農(nóng)業(yè)用電254億千瓦時(shí)。初步安排常規(guī)光伏“保量保價(jià)”優(yōu)先發(fā)電計(jì)劃電量20億千瓦時(shí)（折算利用小時(shí)數(shù)320小時(shí)），領(lǐng)跑者項(xiàng)目27億千瓦時(shí)（折算利用小時(shí)數(shù)1500小時(shí)），由電網(wǎng)企業(yè)按照蒙西地區(qū)燃煤基準(zhǔn)價(jià)收購；低價(jià)項(xiàng)目1500小時(shí)以內(nèi)電量按照競價(jià)價(jià)格執(zhí)行；除上述電量外光伏發(fā)電項(xiàng)目所發(fā)電量均參與電力市場。
新能源交易按照年度、月度、月內(nèi)等周期組織，執(zhí)行分時(shí)價(jià)格，按照享受可再生能源補(bǔ)貼項(xiàng)目、不享受可再生能源補(bǔ)貼項(xiàng)目分別組織開展。享受可再生能源補(bǔ)貼項(xiàng)目僅組織單邊競價(jià)交易，由用戶側(cè)報(bào)量報(bào)價(jià)、發(fā)電側(cè)報(bào)量接受價(jià)格。不享受可再生能源補(bǔ)貼項(xiàng)目優(yōu)先開展協(xié)商交易，協(xié)商交易結(jié)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.
新能源（綠電）協(xié)商、掛牌各時(shí)段電能量交易價(jià)格不高于燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)格，同時(shí)放開各時(shí)段價(jià)格下限，為避免惡意競爭，交易價(jià)格暫不得為負(fù)。電力用戶參與新能源（綠電）競價(jià)交易各段申報(bào)綜合價(jià)格（電能量價(jià)格與環(huán)境價(jià)值之和，下同）不低于2024年享受可再生能源補(bǔ)貼新能源項(xiàng)目區(qū)內(nèi)平均成交綜合價(jià)格，不高于現(xiàn)貨市場申報(bào)價(jià)格上限。
原文見下：
內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局關(guān)于做好2025年內(nèi)蒙古電力多邊交易市場中長期交易有關(guān)事宜的通知
內(nèi)蒙古電力(集團(tuán))有限責(zé)任公司，內(nèi)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：
按照國家和自治區(qū)有關(guān)文件精神，為加快構(gòu)建以新能源為主體的新型電力多邊交易市場，有效推進(jìn)中長期交易與現(xiàn)貨交易的協(xié)調(diào)配合，切實(shí)做好2025年內(nèi)蒙古電力多邊交易工作，充分發(fā)揮電力市場對(duì)穩(wěn)定經(jīng)濟(jì)增長、調(diào)整產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)的作用，經(jīng)電力市場管理委員會(huì)審議通過，現(xiàn)將2025年內(nèi)蒙古電力多邊交易市場中長期交易有關(guān)事宜通知如下。
一、交易規(guī)模
預(yù)計(jì)2025年蒙西電網(wǎng)區(qū)內(nèi)電力市場交易電量規(guī)模2900億千瓦時(shí)，居民、農(nóng)業(yè)用電254億千瓦時(shí)。
二、市場主體
發(fā)電企業(yè)：符合電力市場入市條件的蒙西電網(wǎng)現(xiàn)役燃煤機(jī)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(xiàng)目，可按要求直接參與市場。《中共中央國務(wù)院關(guān)于進(jìn)一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號(hào)）印發(fā)前投產(chǎn)的不享受可再生能源補(bǔ)貼新能源項(xiàng)目可暫不參與市場。滿足電網(wǎng)調(diào)度與計(jì)量條件的地調(diào)公用燃煤機(jī)組可直接參與交易。根據(jù)市場運(yùn)行情況，推動(dòng)抽水蓄能電站參與市場、逐步試點(diǎn)推動(dòng)常規(guī)水電、生物質(zhì)、燃?xì)?、分布式等電源類型參與市場。交易機(jī)構(gòu)根據(jù)新能源核準(zhǔn)（備案）、價(jià)格批復(fù)等文件，對(duì)平價(jià)（低價(jià)）、特許權(quán)、領(lǐng)跑者等項(xiàng)目進(jìn)行認(rèn)定，并建立相應(yīng)的注冊(cè)備案制度。
鼓勵(lì)符合條件的燃煤自備機(jī)組申請(qǐng)參與市場，參與交易類別參照公用燃煤機(jī)組相關(guān)要求。超過3個(gè)自然月未發(fā)電企業(yè)應(yīng)及時(shí)在交易平臺(tái)申請(qǐng)暫停交易，超過3個(gè)自然月未發(fā)電企業(yè)且符合注銷條件的發(fā)電企業(yè)應(yīng)及時(shí)在交易平臺(tái)辦理注銷手續(xù)。運(yùn)營機(jī)構(gòu)及時(shí)做好監(jiān)測及風(fēng)險(xiǎn)提醒，做好該類發(fā)電企業(yè)暫停及注銷手續(xù)。
電力用戶：加快推動(dòng)工商業(yè)用戶全面參與市場，逐步縮小電網(wǎng)代理購電規(guī)模，除居民（含執(zhí)行居民電價(jià)的學(xué)校、社會(huì)福利機(jī)構(gòu)、社區(qū)服務(wù)中心等公益性事業(yè)用戶）、農(nóng)業(yè)用電之外，10千伏及以上全部工商業(yè)用戶（含限制類）原則上要直接參與市場交易；進(jìn)一步細(xì)化電力用戶市場交易單元，若同一用戶涵蓋多個(gè)產(chǎn)品（行業(yè)）需要分別參與市場交易，須提交行業(yè)分類并明確不同行業(yè)電量的計(jì)量方式，鼓勵(lì)按照用電企業(yè)所屬行業(yè)開展計(jì)量改造；因新增產(chǎn)能、主體變更等原因造成交易單元調(diào)整的，須向電網(wǎng)企業(yè)、交易機(jī)構(gòu)提供相關(guān)佐證材料后辦理。超過3個(gè)自然月未用電的電力用戶可在交易平臺(tái)申請(qǐng)暫停交易，超過3個(gè)自然月未用電且符合注銷條件的電力用戶可在交易平臺(tái)辦理注銷手續(xù)。運(yùn)營機(jī)構(gòu)應(yīng)做好電力用戶用電情況的風(fēng)險(xiǎn)提醒，積極協(xié)助相關(guān)電力用戶開展暫停交易及市場注銷等工作。
售電公司：參與2025年年度交易的售電公司，應(yīng)與代理用電企業(yè)建立有效期包含2025年全年的售電代理關(guān)系，并根據(jù)年度交易電量規(guī)模，在交易開展前向電力交易機(jī)構(gòu)足額繳納履約保函或履約保險(xiǎn)。電力用戶完成市場注冊(cè)公示后，可在規(guī)定時(shí)間內(nèi)與售電公司建立代理關(guān)系，由售電公司參與下一周期市場交易。電力交易機(jī)構(gòu)應(yīng)加強(qiáng)售電市場運(yùn)營管理，通過信息核驗(yàn)、市場行為評(píng)價(jià)、履約保函和履約保險(xiǎn)管理等方式，防范售電市場運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)。
新型經(jīng)營主體：具備電力、電量調(diào)節(jié)能力且具有新技術(shù)特征、新運(yùn)營模式的配電環(huán)節(jié)各類資源，分為單一技術(shù)類新型經(jīng)營主體和資源聚合類新型經(jīng)營主體。其中，單一技術(shù)類新型經(jīng)營主體主要包括儲(chǔ)能等；資源聚合類新型經(jīng)營主體主要包括虛擬電廠（負(fù)荷聚合商）和智能微電網(wǎng)。
三、“保量保價(jià)”優(yōu)先發(fā)電計(jì)劃安排
2025年新能源“保量保價(jià)”優(yōu)先發(fā)電電量對(duì)應(yīng)居民、農(nóng)業(yè)等未進(jìn)入電力市場的電力用戶。初步安排常規(guī)風(fēng)電“保量保價(jià)”優(yōu)先發(fā)電電量69億千瓦時(shí)（折算利用小時(shí)數(shù)390小時(shí)）、特許權(quán)項(xiàng)目16億千瓦時(shí)（折算利用小時(shí)數(shù)2000小時(shí)），由電網(wǎng)企業(yè)按照蒙西地區(qū)燃煤基準(zhǔn)價(jià)收購；低價(jià)項(xiàng)目2000小時(shí)以內(nèi)電量按照競價(jià)價(jià)格執(zhí)行；除上述電量外風(fēng)電項(xiàng)目所發(fā)電量均參與電力市場。初步安排常規(guī)光伏“保量保價(jià)”優(yōu)先發(fā)電計(jì)劃電量20億千瓦時(shí)（折算利用小時(shí)數(shù)320小時(shí)），領(lǐng)跑者項(xiàng)目27億千瓦時(shí)（折算利用小時(shí)數(shù)1500小時(shí)），由電網(wǎng)企業(yè)按照蒙西地區(qū)燃煤基準(zhǔn)價(jià)收購；低價(jià)項(xiàng)目1500小時(shí)以內(nèi)電量按照競價(jià)價(jià)格執(zhí)行；除上述電量外光伏發(fā)電項(xiàng)目所發(fā)電量均參與電力市場。
新能源“保量保價(jià)”優(yōu)先發(fā)電電量（含低價(jià)新能源項(xiàng)目按競價(jià)價(jià)格執(zhí)行電量）由電力交易機(jī)構(gòu)根據(jù)下達(dá)的電量規(guī)模，結(jié)合電網(wǎng)企業(yè)提供的月度居民、農(nóng)業(yè)及非市場化機(jī)組預(yù)測曲線，按照優(yōu)先發(fā)電小時(shí)數(shù)比例對(duì)經(jīng)營主體進(jìn)行預(yù)分配，預(yù)分配過程應(yīng)考慮不同類型經(jīng)營主體發(fā)電特性，優(yōu)先對(duì)光伏發(fā)電等有限時(shí)段出力經(jīng)營主體分配。
相關(guān)經(jīng)營主體應(yīng)在年度交易開展前向電力交易機(jī)構(gòu)一次性申報(bào)年度每個(gè)月參與“保量保價(jià)”優(yōu)先發(fā)電電量分配的意愿，申報(bào)截止后年內(nèi)不得修改或調(diào)整。未在規(guī)定時(shí)間內(nèi)申報(bào)的視為放棄本年度“保量保價(jià)”優(yōu)先發(fā)電電量。
四、區(qū)內(nèi)電力交易
（一）交易安排
2025年電力中長期交易包括年度交易、月度交易和月內(nèi)交易。為落實(shí)新能源消納保障要求，各周期內(nèi)新能源交易優(yōu)先組織開展。鼓勵(lì)市場主體簽訂一年期以上的電力中長期合同，多年期合同可在交易機(jī)構(gòu)備案后按年度在平臺(tái)成交并執(zhí)行。按照國家發(fā)展改革委要求，市場化電力用戶2025年的年度、月度、月內(nèi)等中長期合同簽約電量應(yīng)高于上一年度用網(wǎng)電量的90%，燃煤發(fā)電企業(yè)中長期合同簽約電量不低于同類型機(jī)組年度預(yù)計(jì)發(fā)電量的90%，新能源場站中長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(bào)發(fā)電能力（二者取較大值）的90%。電力交易機(jī)構(gòu)應(yīng)做好動(dòng)態(tài)監(jiān)測，對(duì)簽訂率不滿足要求的電力用戶、燃煤發(fā)電企業(yè)、新能源場站及時(shí)給予提醒。
1.年度交易
全部電力用戶及發(fā)電企業(yè)均可參與2025年年度交易。總體按競價(jià)交易、協(xié)商交易、掛牌交易的順序組織，具體交易品種根據(jù)交易類別分別安排。其中，年度協(xié)商交易、年度掛牌交易標(biāo)的物為全年每日96點(diǎn)電力曲線；年度競價(jià)交易標(biāo)的物為全年各月24段（每日每小時(shí)）電量，成交電量平均分配至當(dāng)月每日同時(shí)段，生成等負(fù)荷電力曲線。電網(wǎng)企業(yè)要對(duì)年度合同進(jìn)行安全校核。
電力用戶年度交易電量原則不低于上年度用網(wǎng)電量的65%，交易機(jī)構(gòu)要做好用戶簽約比例監(jiān)測，對(duì)簽約比例過高的用戶合同予以核減；燃煤發(fā)電企業(yè)2025年年度中長期合同簽約電量不低于上一年度上網(wǎng)電量的80%；新能源場站2025年年度中長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(bào)發(fā)電能力（二者取較大值）的60%。售電公司根據(jù)代理用戶的整體用電情況按照上述要求簽訂年度中長期合同。鼓勵(lì)發(fā)用電雙方在年度交易合同中明確曲線和價(jià)格調(diào)整機(jī)制，按照合同約定的調(diào)整辦法或經(jīng)合同雙方同意，年度協(xié)商交易曲線和價(jià)格可以按月調(diào)整。
如遇國家、自治區(qū)政策調(diào)整，所涉及的電力用戶和發(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(diào)整。年度交易合同無法履行的，經(jīng)合同雙方同意可開展剩余合同電量回購交易，回購費(fèi)用（額外支付給對(duì)方的費(fèi)用）由發(fā)起方承擔(dān)。
2.月度交易
全部電力用戶及發(fā)電企業(yè)均可參與月度交易?？傮w按競價(jià)交易、協(xié)商交易、掛牌交易的順序組織，具體交易品種根據(jù)交易類別分別安排。其中，月度協(xié)商交易、月度掛牌交易標(biāo)的物為當(dāng)月每日96點(diǎn)電力曲線；月度競價(jià)交易標(biāo)的物為當(dāng)月各日24段（每日每小時(shí)）電量，生成等負(fù)荷電力曲線。
電力用戶月度凈合約電量上限（含年度交易當(dāng)月分解、月度交易、月內(nèi)交易及合同轉(zhuǎn)讓、回購等全部合約電量，下同），以電力用戶上年度至本年度最大月度結(jié)算電量為基準(zhǔn)，不超過基準(zhǔn)電量的105%。電力用戶確有增產(chǎn)需求的，可向電力交易機(jī)構(gòu)提交超額申請(qǐng)，申請(qǐng)一經(jīng)提交不可撤回，提交后在當(dāng)月月內(nèi)用戶側(cè)合同轉(zhuǎn)讓交易中，不可轉(zhuǎn)讓出電量。
燃煤發(fā)電機(jī)組月度凈合約電量上限，根據(jù)電力調(diào)度機(jī)構(gòu)提供的燃煤發(fā)電機(jī)組月度檢修計(jì)劃確定。月度交易電量約束無法滿足發(fā)電機(jī)組最低簽約比例要求的，月度簽約電量上限按照機(jī)組最低簽約比例要求執(zhí)行。
3.月內(nèi)交易
全部發(fā)電企業(yè)及未簽訂價(jià)格聯(lián)動(dòng)合約的電力用戶可參與月內(nèi)交易。月內(nèi)交易分為新能源（綠電）集中競價(jià)交易、融合連續(xù)掛牌交易、發(fā)電側(cè)合同置換交易和合同回購交易。
（1）月內(nèi)新能源（綠電）集中競價(jià)交易按工作日連續(xù)開展，享受可再生能源補(bǔ)貼的新能源項(xiàng)目及電力用戶參與，交易標(biāo)的物為D+2日至D+4日每日24段電量，成交電量生成等負(fù)荷曲線。
（2）月內(nèi)融合連續(xù)掛牌交易按工作日連續(xù)開展，燃煤發(fā)電企業(yè)、不享受可再生能源補(bǔ)貼的新能源項(xiàng)目及電力用戶參與，交易標(biāo)的物為D+2日至D+4日每日24段電量，成交電量生成等負(fù)荷曲線。月內(nèi)融合連續(xù)掛牌交易包括月內(nèi)增量交易及用戶側(cè)合同置換交易。
月內(nèi)增量交易采用雙邊掛牌形式組織，發(fā)電企業(yè)作為賣出方，電力用戶作為買入方。
用戶側(cè)合同置換交易采用單邊掛牌形式組織，由出讓方進(jìn)行掛牌，同時(shí)標(biāo)明置換費(fèi)用。置換費(fèi)用可由出讓方支付或收取，其中收取費(fèi)用價(jià)格不高于合約電能量價(jià)格的10%。該掛牌僅對(duì)同類別電力用戶可見（競價(jià)交易優(yōu)先成交電量僅對(duì)優(yōu)先成交用戶可見，且不可收取置換費(fèi)用），受讓用戶完成摘牌代表交易合同完成轉(zhuǎn)讓，同一交易日同一時(shí)段，電力用戶不可同時(shí)轉(zhuǎn)入和轉(zhuǎn)出電量。電網(wǎng)企業(yè)可作為出讓方，將網(wǎng)對(duì)網(wǎng)外送、電網(wǎng)企業(yè)代理購電不能執(zhí)行的合同電量進(jìn)行掛牌，不得收取置換費(fèi)用。
（3）月內(nèi)發(fā)電側(cè)合同置換交易按工作日連續(xù)開展，交易標(biāo)的物為D+2日至D+4日每日96點(diǎn)電力。采用單邊掛牌模式開展，由出讓方進(jìn)行掛牌，同時(shí)標(biāo)明置換費(fèi)用。置換費(fèi)用可由出讓方支付或收取，其中收取費(fèi)用價(jià)格不高于合約電能量價(jià)格的10%。發(fā)電側(cè)合同置換根據(jù)發(fā)電企業(yè)類型，按照燃煤發(fā)電企業(yè)、新能源發(fā)電企業(yè)分別組織開展。燃煤發(fā)電側(cè)合同電量轉(zhuǎn)讓交易原則上由大容量、高參數(shù)、環(huán)保機(jī)組替代低效、高污染火電機(jī)組及關(guān)停發(fā)電機(jī)組發(fā)電。
（4）月內(nèi)合同回購交易以10日為周期開展，分別可對(duì)每月1日至月底、11日至月底、21日至月底的年度（月分解）、月度中長期合約曲線進(jìn)行回購，回購電量不超過回購標(biāo)的對(duì)應(yīng)的原始合同電量，回購曲線應(yīng)與原始合同曲線保持一致?；刭徺M(fèi)用（額外支付給對(duì)方的費(fèi)用）由發(fā)起方承擔(dān)。
4. 應(yīng)急合同置換交易
應(yīng)急合同置換交易可在相同發(fā)電類型的發(fā)電企業(yè)間開展，適用于因設(shè)備故障、生產(chǎn)事故、不可抗力等造成的發(fā)電機(jī)組非計(jì)劃停運(yùn)情況，采用依申請(qǐng)開展、雙邊協(xié)商模式組織，轉(zhuǎn)讓標(biāo)的為D+1日至下一次合同轉(zhuǎn)讓標(biāo)的前一日每日96點(diǎn)電力曲線。
（二）交易模式
年度、月度協(xié)商交易采用雙邊協(xié)商交易模式。年度、月度新能源（綠電）掛牌交易、代理購電掛牌交易采用單邊集中掛牌模式。年度、月度火電掛牌交易采用雙邊集中掛牌模式。月內(nèi)發(fā)電、用戶側(cè)置換交易采用單邊連續(xù)掛牌模式。月內(nèi)增量交易采用雙邊連續(xù)掛牌模式。年度、月度、月內(nèi)新能源（綠電）競價(jià)交易采用單邊競價(jià)模式。年度、月度火電競價(jià)交易采用雙邊競價(jià)模式。
（三）新能源交易
1.交易開展前，新能源發(fā)電企業(yè)需向交易機(jī)構(gòu)申報(bào)全年發(fā)電能力并分解到月，月分解電量原則上應(yīng)介于近三年同月最大上網(wǎng)電量與最小上網(wǎng)電量之間；歷史上網(wǎng)電量數(shù)據(jù)無法形成明確申報(bào)電量范圍的，發(fā)電能力不得高于近3年所在區(qū)域同類型發(fā)電的最大發(fā)電水平、不得低于近3年所在區(qū)域同類型發(fā)電的平均發(fā)電水平與自身歷史同期發(fā)電水平的較小值。未主動(dòng)進(jìn)行發(fā)電能力申報(bào)的，按同區(qū)域同類型平均申報(bào)發(fā)電能力曲線執(zhí)行。每月交易開展前可以根據(jù)企業(yè)實(shí)際發(fā)電情況對(duì)次月發(fā)電能力做出調(diào)整。新能源發(fā)電場站（期）交易成交曲線不超過發(fā)電能力曲線，光伏發(fā)電成交曲線時(shí)段不應(yīng)超過光伏有效發(fā)電時(shí)段（暫定為每日5時(shí)至20時(shí)）。采取交易價(jià)格聯(lián)動(dòng)機(jī)制的電力用戶暫不參與新能源交易。
2.新能源交易按照年度、月度、月內(nèi)等周期組織，執(zhí)行分時(shí)價(jià)格，按照享受可再生能源補(bǔ)貼項(xiàng)目、不享受可再生能源補(bǔ)貼項(xiàng)目分別組織開展。享受可再生能源補(bǔ)貼項(xiàng)目僅組織單邊競價(jià)交易，由用戶側(cè)報(bào)量報(bào)價(jià)、發(fā)電側(cè)報(bào)量接受價(jià)格。不享受可再生能源補(bǔ)貼項(xiàng)目優(yōu)先開展協(xié)商交易，協(xié)商交易結(jié)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。
（四）電網(wǎng)企業(yè)代理購電交易
電網(wǎng)企業(yè)代理購電以掛牌交易方式開展，其中年度交易電量不得低于代理電力用戶本年度預(yù)測市場化購電量總和的65%。掛牌交易按火電、新能源分別組織，新能源比例原則上不超過當(dāng)期一般行業(yè)電力用戶（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，下同）平均新能源成交比例。電網(wǎng)公司代理購電掛牌交易分時(shí)段價(jià)格采用當(dāng)前交易周期一般行業(yè)用戶與對(duì)應(yīng)類型發(fā)電企業(yè)簽訂合同的分時(shí)段加權(quán)平均價(jià)格。為保障各類型新能源企業(yè)公平參與，電網(wǎng)企業(yè)代理購電電量應(yīng)按照光伏有效發(fā)電時(shí)段曲線和非光伏有效發(fā)電時(shí)段曲線分別進(jìn)行掛牌，其中光伏有效發(fā)電時(shí)段曲線可由全部類型新能源發(fā)電企業(yè)參與摘牌；非光伏有效發(fā)電時(shí)段曲線可由風(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(xiàng)目參與摘牌。
（五）風(fēng)光制氫一體化項(xiàng)目
為支持風(fēng)光制氫一體化項(xiàng)目建設(shè)，推動(dòng)制氫、制氨、制醇產(chǎn)業(yè)發(fā)展，2025年上網(wǎng)電量占發(fā)電量比例適當(dāng)上調(diào)，實(shí)行過渡方案退坡機(jī)制，具體在修訂風(fēng)光制氫一體化項(xiàng)目細(xì)則中確定，超出規(guī)定的上網(wǎng)電量不予結(jié)算。項(xiàng)目單位要配合電網(wǎng)企業(yè)優(yōu)化電能計(jì)量系統(tǒng)功能，完成相關(guān)電能計(jì)量表計(jì)安裝，滿足電費(fèi)結(jié)算要求。
五、網(wǎng)對(duì)網(wǎng)跨區(qū)跨省市場交易省內(nèi)銜接
國家發(fā)展改革委下達(dá)的跨省區(qū)優(yōu)先發(fā)電計(jì)劃電量全部通過年度中長期交易合同方式落實(shí)，由電網(wǎng)企業(yè)掛牌、按照燃煤發(fā)電企業(yè)、不享受可再生能源補(bǔ)貼的新能源發(fā)電企業(yè)分別組織，鼓勵(lì)發(fā)電企業(yè)直接參與跨省區(qū)電力交易。電網(wǎng)企業(yè)按照優(yōu)先發(fā)電計(jì)劃規(guī)模，結(jié)合蒙西電網(wǎng)輸配電價(jià)及新能源消納情況，確定外送交易電量（曲線）、價(jià)格及新能源電量比例，未成交的優(yōu)先發(fā)電計(jì)劃按對(duì)應(yīng)類型發(fā)電機(jī)組（場站）剩余發(fā)電空間比例分?jǐn)偂?br />
新能源發(fā)電場站參與區(qū)內(nèi)交易后的剩余發(fā)電能力可參與跨省區(qū)電力交易，參與跨區(qū)跨省外送交易電量占跨省區(qū)新能源交易總電量比例不得高于本場站參與區(qū)內(nèi)新能源交易電量占區(qū)內(nèi)新能源交易總電量比例。交易結(jié)束后，若跨區(qū)跨省交易空間仍有剩余且新能源發(fā)電場站仍有剩余發(fā)電空間，可組織開展第二輪跨省區(qū)新能源交易，新能源發(fā)電場站可按剩余發(fā)電能力參與?？缡^(qū)交易（含優(yōu)先發(fā)電計(jì)劃）累計(jì)新能源交易比例不得高于2025年蒙西地區(qū)可再生能源消納責(zé)任權(quán)重要求。
六、鼓勵(lì)煤炭行業(yè)電力用戶簽訂價(jià)格聯(lián)動(dòng)合同
煤炭行業(yè)電力用戶自主參與協(xié)商交易并與燃煤發(fā)電企業(yè)簽訂根據(jù)煤炭價(jià)格調(diào)整的電力交易合同，未在協(xié)商交易中成交的電量自動(dòng)參與掛牌交易。煤炭行業(yè)電力用戶與燃煤發(fā)電企業(yè)可以根據(jù)已發(fā)布的“基準(zhǔn)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(zhǔn)交易價(jià)+浮動(dòng)交易價(jià)”選用的價(jià)格指數(shù)、燃煤發(fā)電企業(yè)與煤炭行業(yè)電力用戶的簽約比例等事項(xiàng)，由交易機(jī)構(gòu)按照科學(xué)合理、公平公正、統(tǒng)籌兼顧的原則起草具體方案并交市場管理委員會(huì)研究通過后執(zhí)行。煤炭洗選行業(yè)電力用戶按照一般行業(yè)參與電力市場交易。
七、積極開展綠色電力交易
按照《國家發(fā)展改革委辦公廳、國家能源局綜合司關(guān)于內(nèi)蒙古電力市場綠色電力交易試點(diǎn)方案的復(fù)函》（發(fā)改辦體改〔2024〕82號(hào)）及有關(guān)實(shí)施細(xì)則要求，綠電交易納入中長期交易范疇，新能源發(fā)電企業(yè)全部區(qū)內(nèi)市場化電量參與，有關(guān)要求按照《內(nèi)蒙古電力多邊交易市場綠色電力交易實(shí)施細(xì)則（試行）》執(zhí)行。
電力用戶參與燃煤發(fā)電交易各時(shí)段價(jià)格在燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)格上浮不超過20%，高耗能行業(yè)用戶不受上浮20%限制，但不得高于現(xiàn)貨市場申報(bào)價(jià)格上限。同時(shí)放開各時(shí)段價(jià)格下限，為避免惡意競爭，交易價(jià)格暫不得為負(fù)。電力用戶可與燃煤發(fā)電企業(yè)協(xié)商一致簽訂價(jià)格聯(lián)動(dòng)合約，合約聯(lián)動(dòng)價(jià)格不受上述價(jià)格上限限制。
新能源（綠電）協(xié)商、掛牌各時(shí)段電能量交易價(jià)格不高于燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)格，同時(shí)放開各時(shí)段價(jià)格下限，為避免惡意競爭，交易價(jià)格暫不得為負(fù)。電力用戶參與新能源（綠電）競價(jià)交易各段申報(bào)綜合價(jià)格（電能量價(jià)格與環(huán)境價(jià)值之和，下同）不低于2024年享受可再生能源補(bǔ)貼新能源項(xiàng)目區(qū)內(nèi)平均成交綜合價(jià)格，不高于現(xiàn)貨市場申報(bào)價(jià)格上限。
九、中長期合同偏差結(jié)算
中長期交易合同不滿足簽約比例要求的偏差電量，開展偏差結(jié)算，居民農(nóng)業(yè)、獨(dú)立儲(chǔ)能、采取交易價(jià)格聯(lián)動(dòng)機(jī)制的電力用戶暫不參與中長期合同偏差結(jié)算。
（一）年度合約偏差結(jié)算
年度中長期合約簽約比例未達(dá)到本文件要求的發(fā)電企業(yè)和電力用戶，實(shí)際簽約電量和滿足簽約比例電量之間的差額電量，燃煤發(fā)電企業(yè)按照燃煤機(jī)組年度交易平均成交價(jià)格的20%支付偏差結(jié)算費(fèi)用，新能源企業(yè)按照同類型新能源年度平均交易電價(jià)的20%支付偏差結(jié)算費(fèi)用；電力用戶對(duì)應(yīng)燃煤發(fā)電電量按照相應(yīng)行業(yè)電力用戶與燃煤發(fā)電機(jī)組年度交易成交價(jià)格的20%支付偏差結(jié)算費(fèi)用，對(duì)應(yīng)新能源電量按照各類型新能源年度平均交易電價(jià)的20%支付偏差結(jié)算費(fèi)用。新能源年度交易偏差考核應(yīng)簽約電量為年度簽約比例要求*[兩者取大（上一年度上網(wǎng)電量或本年度申報(bào)年度發(fā)電能力）減去本年度“保量保價(jià)”優(yōu)先電量]。
年度發(fā)電側(cè)或用電側(cè)全網(wǎng)平均簽約比例達(dá)到要求，則不再執(zhí)行年度考核。若燃煤發(fā)電企業(yè)、新能源企業(yè)和電力用戶2025年生產(chǎn)安排確有重大調(diào)整，全年發(fā)電、用電無法達(dá)到年度合約簽約比例對(duì)應(yīng)的電量水平，以至于不能滿足年度中長期合同簽約的要求，可以申請(qǐng)核減年度偏差結(jié)算電量，年內(nèi)實(shí)際發(fā)電、用電量達(dá)到年度合約簽約比例水平時(shí)需按1.1倍補(bǔ)繳核減的偏差結(jié)算費(fèi)用。
參與單邊競價(jià)優(yōu)先成交的電力用戶應(yīng)審慎合理申報(bào)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(bǔ)繳偏差結(jié)算費(fèi)用，參與單邊競價(jià)的電力用戶置換交易合約電量按非優(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倍補(bǔ)繳偏差結(jié)算費(fèi)用。
（二）發(fā)用電企業(yè)偏差結(jié)算電費(fèi)進(jìn)行分?jǐn)?/strong>
按照發(fā)電側(cè)（按照電源結(jié)算關(guān)系，區(qū)分火電、各類新能源）、用電側(cè)分別設(shè)立賬目。發(fā)電側(cè)偏差結(jié)算費(fèi)用按照用電企業(yè)交易電量比例進(jìn)行分?jǐn)?，用電?cè)偏差結(jié)算費(fèi)用按照單位裝機(jī)交易電量比例進(jìn)行分?jǐn)偂?br />
十、其他事項(xiàng)
（一）電網(wǎng)企業(yè)和交易機(jī)構(gòu)應(yīng)積極推進(jìn)新型經(jīng)營主體參與電力市場，積極引導(dǎo)分布式光伏、分散式風(fēng)電、儲(chǔ)能等分布式電源和可調(diào)節(jié)負(fù)荷等單一技術(shù)類新型經(jīng)營主體及虛擬電廠（負(fù)荷聚合商）、智能微電網(wǎng)、增量配網(wǎng)和六類市場化項(xiàng)目等資源聚合類新型經(jīng)營主體平等參與電力市場交易，支持新型經(jīng)營主體創(chuàng)新發(fā)展。儲(chǔ)能項(xiàng)目具體運(yùn)營模式按照附件執(zhí)行，未明確或國家、自治區(qū)有明確要求的，按照國家、自治區(qū)有關(guān)規(guī)定執(zhí)行。探索實(shí)施結(jié)算單元，保障六類市場化項(xiàng)目合規(guī)參與電力市場。
（二）交易機(jī)構(gòu)應(yīng)探索市場運(yùn)行調(diào)整等費(fèi)用合理化分?jǐn)偅ǚ窒恚C(jī)制，探索新能源發(fā)電曲線與電網(wǎng)負(fù)荷曲線匹配激勵(lì)機(jī)制，打造基于個(gè)體激勵(lì)和整體公平耦合的市場結(jié)算費(fèi)用分配機(jī)制，進(jìn)一步發(fā)揮市場結(jié)算“穩(wěn)價(jià)、保供、促消納”的作用。
（三）交易機(jī)構(gòu)探索開展市場干預(yù)后的成本補(bǔ)償研究工作，具體實(shí)施細(xì)則另行制定。
（四）交易機(jī)構(gòu)應(yīng)設(shè)立獨(dú)立的交易操作室，將業(yè)務(wù)工作與交易操作工作分離，保障交易數(shù)據(jù)安全和系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行。
（五）交易機(jī)構(gòu)要對(duì)各經(jīng)營主體做好信息披露的指導(dǎo)工作。按照信息披露實(shí)施細(xì)則要求研究建立信息披露評(píng)估機(jī)制，對(duì)于信息披露不及時(shí)、不準(zhǔn)確、不完整的，制造傳播虛假信息的，發(fā)布誤導(dǎo)性信息等行為，將納入交易行為信用評(píng)價(jià)，并予以市場約束、考核。
（六）按照項(xiàng)目價(jià)格批復(fù)等文件，根據(jù)《財(cái)政部 國家發(fā)展改革委 國家能源局關(guān)于〈關(guān)于促進(jìn)非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見〉有關(guān)事項(xiàng)的補(bǔ)充通知》（財(cái)建〔2020〕426號(hào)），補(bǔ)貼項(xiàng)目達(dá)到全生命周期補(bǔ)貼電量后，經(jīng)發(fā)電企業(yè)提供相關(guān)證明，并與電網(wǎng)企業(yè)同時(shí)確認(rèn)后，可進(jìn)行發(fā)電項(xiàng)目交易類別變更。如國家有特殊規(guī)定，按相關(guān)要求執(zhí)行。
本方案自2025年交易組織實(shí)施起開始執(zhí)行，本方案未調(diào)整的交易機(jī)制仍按照2024年相關(guān)模式和要求執(zhí)行，現(xiàn)行交易相關(guān)要求與本通知不符的，以本方案規(guī)定為準(zhǔn)。
原標(biāo)題：內(nèi)蒙古：2025年蒙西電網(wǎng)區(qū)常規(guī)光伏“保量保價(jià)”優(yōu)先發(fā)電計(jì)劃20億千瓦時(shí)
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