蒙东地区2022年常规光伏优先发电计划小时数600小时

近日，内蒙古自治区工业和信息化厅发布《关于做好2022年内蒙古东部电力市场中长期交易有关事宜的通知》，根据通知，2022年初步安排常规风电“保量保价”优先发电计划小时数700小时，风电供热试点项目、特许权项目1900小时（含外送电），风电供热项目按照供热电量增加“保量保价”优先发电计划小时数，按照蒙东地区燃煤基准价结算；除上述电量外风电项目所发电量均按照“保量竞价”方式参与电力市场。初步预计外送电量小时数520小时，按照相应市场规则和要求形成交易价格。

初步安排常规光伏“保量保价”优先发电计划小时数600小时，按照蒙东地区燃煤基准价结算；除上述电量外光伏发电项目所发电量均按照“保量竞价”方式参与电力市场。初步预计外送电量小时数420小时，按照相应市场规则和要求形成交易价格。

以下为原文：

关于做好2022年内蒙古东部电力市场中长期交易有关事宜的通知

国家电网有限公司东北分部、国网内蒙古东部电力有限公司，北京电力交易中心有限公司交易五部、内蒙古东部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：

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，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年内蒙古东部电力市场中长期交易关事宜通如下：

一、交易电量规模

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年蒙东电网全社会用电量的增速，2022年蒙东电网区内电力市场交易电量规模约279亿千瓦时，其中包含预计电网公司代理交易电量77亿千瓦时。

二、有序扩大市场交易范围

（一）拓展市场主体范围

1.发电企业

符合电力市场准入要求的蒙东电网现役燃煤机组及风电、光伏发电场站。《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。

2.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。电力用户同一户号下所有符合入市条件的计量点用电量购电方式均应一致，选择直接参与市场交易或电网企业代理购电其中一种方式参与电力市场。

3.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。

鼓励年用电量小于1000万千瓦时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。

三、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700小时，风电供热试点项目、特许权项目1900小时（含外送电），风电供热项目按照供热电量增加“保量保价”优先发电计划小时数，按照蒙东地区燃煤基准价结算；除上述电量外风电项目所发电量均按照“保量竞价”方式参与电力市场。初步预计外送电量小时数520小时，按照相应市场规则和要求形成交易价格。

初步安排常规光伏“保量保价”优先发电计划小时数600小时，按照蒙东地区燃煤基准价结算；除上述电量外光伏发电项目所发电量均按照“保量竞价”方式参与电力市场。初步预计外送电量小时数420小时，按照相应市场规则和要求形成交易价格。

四、区内直接电力交易

中长期交易按照年度、月度和月内（周或旬）组织开展。年度交易以双边协商为主，月度及月内交易根据市场需求可采用双边协商、挂牌、集中竞价等方式组织。

（一）年度交易

蒙东电网所有工商业用户均应参加2022年年度交易，根据国家发改委要求，年度交易申报电量不得低于前三年平均用网电量的80%，售电公司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80%。年度交易主要采用双边协商方式组织，采用峰谷平时段交易申报模式，参与批发交易的市场主体分别对平段交易价格、峰谷平各时段电量进行申报和确认，峰谷分时参照蒙东地区最新分时电价政策。交易出清后可分别形成总合同、分月合同以及分峰谷平合同。年度交易合同可以确定初始价格（1月份交易价格），分月价格在初始价格基础上进行浮动、由合同双方按月申报确认，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。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按照相关文件要求进行调整。

（二）月度交易

电力交易机构定期开展月度交易，未参与年度交易的批发用户、电网公司代理工商业购电部分以及已参与年度交易但仍有购电需求的批发用户均可以参与月度交易。

月度交易根据市场需求采用双边协商、挂牌、集中竞价等方式组织。双边协商申报方式参照年度交易执行。参与集中竞价交易的批发用户在参与交易前申报分时用电曲线，交易出清后按照批发用户分时用电曲线形成分时合同。自治区明确的高耗能行业电力用户不参与集中竞价交易。

（三）月内交易

电力交易机构定期开展月内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、挂牌等交易模式按照用户、发电企业分别组织开展。

（四）合同电量转让交易

电力交易机构按月定期开展电力直接交易合同电量转让交易，减少市场化交易合同电量偏差。合同电量转让交易分为发电侧合同电量转让和用电侧合同电量转让。发电侧合同电量转让交易在同类型电源间开展。用电侧进行合同转让交易时，受让方的新能源交易电量不得突破新能源交易上限。用电侧交易合同转让交易暂按无偿转让的方式开展。

（五）新能源交易

有补贴（含竞价）新能源项目单独组织市场交易。电力用户参与有补贴（含竞价）新能源交易电量最高不超过其全年用电量的35%；为促进自治区重点战略产业绿色发展，《自治区发展改革委 工信厅关于调整部分行业电价政策和电力市场交易政策的通知》和《关于保障电力稳定供应的若干政策措施》明确支持的相关行业电力用户不设上限；电网公司代理工商业购电不区分用电行业类别，新能源交易电量不超过其全年用电量的35%。

平价、无补贴竞价类新能源项目与网内火电企业共同参与区内市场化交易。新能源交易优先开展协商交易，协商未成交电量可参与挂牌交易。

探索开展网内新能源与企业自备电厂自发自用电量替代交易，新能源替代交易未能直接成交的电量参照网内火电未能直接成交电量的政策进行结算。组织开展替代交易时，相应交易周期中平价新能源项目优先参与替代交易。

（六）分时交易

1.时段及价格

参与区内用电企业直接交易的市场主体，在签订中长期合同时，应当同时申报交易周期内每日48点（每半小时）合同电力曲线、各时段合同价格，峰谷时段及峰谷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东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〕1129号）中相关要求执行。

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。

五、电网公司代理购电交易

年度交易：电网公司年度代理购电按挂牌方式采购电量，挂牌价格参照批发用户签订年度双边协商合同（不含高耗能用户合同）的加权平均价格执行，未成交电量按照市场化机组（区分新能源、火电）剩余交易空间等比例分摊。

月度交易：电网公司月度代理购电按挂牌方式采购电量，挂牌价格参照批发用户签订月度双边协商合同和集中竞价合同（不含高耗能用户合同）的加权平均价格执行，未成交电量按照市场化机组（区分新能源、火电）剩余交易空间的比例分摊。

六、合同电量结算

（一）发电企业电力中长期合同暂按“月度结算、交易周期清算”原则结算，按照用电侧峰谷分时电价实际负荷曲线执行峰谷分时上网电价。批发用户中长期合同按照《关于蒙东电网试行分时电价政策有关事项的通知》（内发改价费字〔2021〕1129号）文件执行峰谷分时电价，电量偏差按照峰谷分时合同分时结算。

（二）优化结算次序，应确保居民农业等优购电量及与优购匹配的优发电量（含外来电）优先结算。其次结算电网公司代理的工商业用户和直接参与市场的工商业用户电量、以及与其对应的发电侧电量。

（三）建立合同偏差电量结算机制，将发用电双方结算出现的差额资金和合同偏差电量等费用单独记账，用于市场激励，鼓励市场主体达成交易。平价、无补贴竞价类新能源项目合同偏差电量参照网内火电相关政策执行，差额资金单独记账并进行分配。

超合同发用电量按照以下原则结算：火电企业按照当年蒙东地区火电平均交易价格的0.8倍结算，对应用户侧交易电价按照当年蒙东地区火电平均交易价格的1.2倍结算；新能源企业按照新能源平均交易电价的0.9倍结算；对应用电侧按照新能源平均交易电价的1.1倍结算。用电侧结算价格（不含执行代理购电价格机制后电网企业为保障居民、农业用电价格稳定产生的新增损益）=1.2（1.1）×蒙东地区燃煤机组基准价（新能源平均交易电价)+输配电价+政府基金及附加；新能源平均交易电价采用前3年区内交易成交均价（开展交易前由交易机构公布）。

欠交易合同的发用电量按以下原则结算：发电企业因自身原因未完成交易合同发电的，偏差在5%以内的少发电量，免于支付偏差电量费用；偏差超过5%的少发电量，火电企业按照蒙东地区燃煤机组基准价的10%支付偏差结算费用，新能源企业按照前3年区内交易平均交易电价的10%支付偏差结算费用。用户未完成交易合同偏差在5%以内的少用电量，免于支付偏差电量费用；偏差超过5%的少用电量，与火电成交的电量按照蒙东地区燃煤机组基准价的10%支付偏差结算费用，与新能源成交的电量按照前3年区内交易平均交易电价的10%支付偏差结算费用。

（四）新能源场站应积极参与电力市场交易，成交电量未达到应承担的区内交易电量的份额，由交易机构根据电厂应承担区内交易电量的1.1倍将剩余部分匹配至各发电企业，同时相应核减其“保量保价”优先发电电量。新能源场站应承担区内交易电量按照该场站超保量保价电量占蒙东地区市场内新能源企业超保量保价总电量的比例计算。

（五）无市场化合同的电力用户的用电量视为超合同电量。电网代理工商业用户参与电力市场交易暂不进行合同电量偏差结算。

七、其他事宜

（一）交易方案未明确事宜参照《内蒙古东部地区电力中长期交易规则》、补充规则及相关要求执行。

（二）受到国家及地方政策影响，网内优先发用电量不匹配时，为保障清洁能源全额消纳，由交易机构组织网内常规风电与火电企业通过开展发电权交易等方式转让区内市场化交易电量，满足网内电量平衡需求。网内常规风电应承担电量按照装机容量分配。

（三）继续推动蒙东地区用能电气化，可根据电采暖用户交易需求适时开展年度、月度和D-1日交易。

（四）电网公司、电力交易机构继续完善中长期带曲线交易机制，保障分时段合同正常履约，加强电量计量采集、合同偏差电量结算以及调度执行等带曲线交易所需技术条件，同时进行模拟调度校核、执行和结算工作研究，做好中长期与现货市场有效衔接。

（五）加快推进完善电力用户用电数据查询功能相关工作。电网企业要加快推进计量表计、数据传输系统等相关设施改造升级，实现市场用户计量装置“应改尽改”，完善用户侧分时段用电数据查询服务，做好电网营销信息系统与交易平台数据贯通，实现用户历史信息通过交易平台查询。

（六）加快推进发电企业上网电量计量采集改造工作。电网企业要加快推进发电上网电量计量采集、数据传输系统等相关设施改造升级，为发电侧中长期合同分时段签约、执行和结算提供有效支撑。

（七）进一步完善“电子签”工作，全面推进电力中长期合同签订平台化、电子化运转。深化区块链技术在电力直接交易电子合同方面的应用，强化电力交易合同安全保障，提高交易市场运营效率和市场主体服务质量。

（八）推动中长期合同“见签”工作，归集电力交易平台中的相关“见签”信息，包括市场主体信息、签约信息、履约要求（价格等市场主体私有信息除外），并通过电力交易平台加密传递至信用机构，初期阶段暂不具备相关功能的，可通过线下加密方式实现。

（九）推动建立健全市场主体信用评价体系。逐步建立市场主体信用评价制度，不断完善对市场成员的信用评价内容，包括关于经营能力、财务状况、信用记录、市场行为等方面，建立全面规范的市场主体信用档案，定期发布市场主体履约情况通报，对于未完成履约责任的市场主体纳入黑名单管理，严重失信者不得继续参加电力市场交易并承担相应责任。

（十）电网公司、电力交易机构要为电力交易平台持续可被正常访问提供技术保障，在确保信息安全的基础上，充分考虑电力交易平台作为生产系统的运行特性，为市场主体提供不间断的技术服务。

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。

2021年12月24日