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中國鐵合金網(wǎng)：內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局關于做好2026年內(nèi)蒙古電力多邊交易市場中長期交易有關事宜的通知

內(nèi)能源電力字〔2025〕783號

內(nèi)蒙古電力(集團)有限責任公司，內(nèi)蒙古電力交易中心有限公司，各有關發(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，充分發(fā)揮電力中長期市場保供穩(wěn)價基礎性作用，切實做好2026年內(nèi)蒙古電力多邊交易工作，保障電力平穩(wěn)高效運行，經(jīng)電力市場管理委員會審議通過，現(xiàn)將2026年內(nèi)蒙古電力多邊交易市場中長期交易有關事宜通知如下。

一、交易規(guī)模

預計2026年蒙西電網(wǎng)區(qū)內(nèi)電力市場交易電量規(guī)模2850億千瓦時，居民、農(nóng)業(yè)用電260億千瓦時。

二、經(jīng)營主體

發(fā)電企業(yè)：符合電力市場入市條件的蒙西電網(wǎng)現(xiàn)役燃煤機組、風電（包括分散式風電）、光伏（包括分布式、扶貧項目）及光熱等發(fā)電項目，可按要求直接參與市場。分散式、分布式、扶貧、光熱及《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（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分項目類型參與市場交易，參與中長期交易時按照不享受國家可再生能源補貼的新能源發(fā)電項目（以下簡稱無補貼新能源項目）執(zhí)行。滿足電網(wǎng)調(diào)度與計量條件的地調(diào)公用燃煤機組可直接參與交易。根據(jù)市場運行情況，推動抽水蓄能電站參與市場、逐步試點推動常規(guī)水電、生物質(zhì)、燃氣等電源類型參與市場。交易機構根據(jù)新能源核準（備案）、價格批復等文件，對平價（低價）、特許權、領跑者等項目進行認定，并經(jīng)交易平臺向全市場公布后執(zhí)行。

鼓勵符合條件的燃煤自備機組申請參與市場，參與交易類別參照公用燃煤機組相關要求。因自然災害、事故災難、公共事件或企業(yè)經(jīng)營等原因停止發(fā)電的企業(yè)，可在交易平臺提交相關證明材料后申請暫停交易，且暫停時間不少于3個月。超過3個自然月未發(fā)電企業(yè)且符合注銷條件的發(fā)電企業(yè)應及時在交易平臺辦理注銷手續(xù)。運營機構及時做好監(jiān)測及風險提醒，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)行居民電價的學校、社會福利機構、社區(qū)服務中心等公益性事業(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；進一步細化電力用戶市場交易單元，若同一用戶涵蓋多個產(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)電量的計量方式，鼓勵按照用電企業(yè)所屬行業(yè)開展計量改造；因新增產(chǎn)能、主體變更等原因造成交易單元調(diào)整的，須向電網(wǎng)企業(yè)、交易機構提供相關佐證材料后辦理。因自然災害、事故災難、公共事件或企業(yè)經(jīng)營等原因停止用電的企業(yè)，可在交易平臺提交相關證明材料后申請暫停交易，且暫停時間不少于3個月，超過3個自然月未用電且符合注銷條件的電力用戶可在交易平臺辦理注銷手續(xù)。運營機構應做好電力用戶用電情況的風險提醒，積極協(xié)助相關電力用戶開展暫停交易及市場注銷等工作。

售電公司：電力交易機構應加強售電市場運營管理，優(yōu)化售電代理服務費收取模式，取消承諾價格+價差返還、按價格比例分攤模式，新增固定度電服務費、基準服務費+浮動服務費模式。參與2026年度交易的售電公司，應以年為周期，按照調(diào)整后的服務費收取模式與用電企業(yè)建立售電代理關系，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構足額繳納履約保函或履約保險。電力交易機構應加強信息核驗、市場行為信用評價、履約保函和履約保險管理，防范售電市場運行風險。

新型經(jīng)營主體：具備電力、電量調(diào)節(jié)能力且具有新技術特征、新運營模式的配電環(huán)節(jié)各類資源，分為單一技術類新型經(jīng)營主體和資源聚合類新型經(jīng)營主體。其中，單一技術類新型經(jīng)營主體主要包括儲能等；資源聚合類新型經(jīng)營主體主要包括虛擬電廠（負荷聚合商）和智能微電網(wǎng)。

三、區(qū)內(nèi)電力交易

（一）交易安排

2026年電力中長期交易包括多年期交易、年度交易、月度交易和月內(nèi)交易。按照國家發(fā)展改革委要求，市場化電力用戶2026年的年度（含多年期交易年度分解）、月度中長期合同簽約電量應不低于本年度預計用網(wǎng)電量的80%，燃煤發(fā)電企業(yè)中長期合同簽約電量不低于同類型機組年度預計上網(wǎng)電量的80%，新能源場站中長期合同簽約電量不低于本年度預計上網(wǎng)電量或本年度申報發(fā)電能力（二者取較大值）的80%。電力交易機構應做好動態(tài)監(jiān)測，對簽訂率不滿足要求的電力用戶、燃煤發(fā)電企業(yè)、新能源場站及時給予提醒。

1.多年期交易

多年期交易按照協(xié)商、掛牌模式開展。其中，參與多年期協(xié)商交易的雙方應按照電力交易機構公布的統(tǒng)一范本簽訂多年期綠電購電協(xié)議，提交電力交易機構備案后生效；多年期掛牌交易采用用戶側單邊掛牌模式開展，電力用戶（售電公司）在掛牌時段內(nèi)提交多年期要約，新能源發(fā)電企業(yè)摘牌視為接受該要約，摘牌完成即為達成多年期交易合同。

多年期交易應按年度分解執(zhí)行，納入年度交易管理范疇。在多年期協(xié)議中約定分月或分時電量模式的，應在多年期交易年度分解過程中協(xié)商確定本年度電力曲線（全年每日96點）及價格曲線。未在規(guī)定時間內(nèi)形成電力曲線及價格曲線的，暫停執(zhí)行本年度多年期協(xié)議，并暫停合約相關方當年各類中長期交易參與資格。

經(jīng)協(xié)議各方協(xié)商一致，多年期交易電量、曲線和價格可以按年度進行調(diào)整。完成年度分解的多年期交易電量，經(jīng)協(xié)議各方協(xié)商一致可按月對電力曲線及價格進行調(diào)整。

2.年度交易

全部電力用戶及發(fā)電企業(yè)均可參與2026年度交易。按集中競價交易、掛牌交易、撮合交易的順序組織。

（1）年度集中競價交易

全部電力用戶及補貼新能源項目可參與年度集中競價交易，采用用戶側單邊競價、邊際出清模式開展，交易標的物為每月96點電力。發(fā)電側應申報本年度各月參與交易電量，交易機構按照近三年各月市場化風電、光伏平均上網(wǎng)電力曲線對發(fā)電側申報電量進行分解，形成每月96點曲線并在技術支持系統(tǒng)進行公布；電力用戶應申報本年度各月參與交易電量及綜合價格（電能量價格與綠電環(huán)境價值之和），電力交易機構按照近三年各月市場化電力用戶平均用網(wǎng)電力曲線對用戶側申報電量進行分解，形成每月96點電力曲線并在技術支持系統(tǒng)進行公布。

交易出清過程中，將發(fā)電側中標電量按照東部、西部用戶全部中標電量比例進行拆分，按照申報時間順序分別與中標的東部、西部用戶形成一一匹配關系。交易出清后，各月出清電力按照均分方式拆分至各日；環(huán)境價值按照2026年度掛牌交易、多年期交易本年度分解中綠電平均環(huán)境價值執(zhí)行，電能量價格按照綜合價格減去環(huán)境價值執(zhí)行。

（2）年度掛牌交易

全部電力用戶及燃煤發(fā)電企業(yè)、無補貼新能源項目可參與年度掛牌交易，采用發(fā)電側單邊掛牌、用戶側摘牌模式開展，分兩場次組織，交易標的物分別為全年或分月電量（全年或分月直線）、分月四小時電量（全月每日四小時直線）。用戶側參與標的物為全年或分月電量掛牌交易電量不應超過上一年度用網(wǎng)電量的45%，2025年6月后（不含）入市參與交易的電力用戶，可選擇按不超過自身運行變壓器容量與用戶側平均負荷率折算電量的45%執(zhí)行。發(fā)電側參與標的物為全年或分月電量掛牌交易電量不應超過上一年度上網(wǎng)電量的60%，2025年6月后（不含）入市參與交易的發(fā)電企業(yè)，可選擇按不超過自身并網(wǎng)裝機容量與同類型發(fā)電機組（場站）平均負荷率折算電量的60%執(zhí)行。各場次中，優(yōu)先開展集中掛牌交易，集中掛牌結束后開展連續(xù)掛牌交易。

發(fā)電側應申報電量及分時電能量價格，進行綠電電量掛牌的，還應單獨申報環(huán)境價值。

交易出清后，按照中標電量及標的物時段均分生成等負荷電力曲線（直線）。

（3）年度撮合交易

在年度掛牌交易中未滿足成交意愿的經(jīng)營主體，可繼續(xù)參與年度撮合交易。年度撮合交易采用集中撮合+滾動撮合模式組織，交易標的物為分月96點電力，發(fā)電側作為賣出方、用電側作為買入方。集中撮合階段，雙方同時申報每月各點電力及分時綜合價格（新能源發(fā)電申報價格不低于年度掛牌交易、多年期交易本年度分解平均綠電環(huán)境價值），按照綜合價格、申報時間進行排序，邊際出清；滾動撮合階段，雙方同時申報每月各點電力及分時綜合價格，依次按照綜合價格、申報時間為優(yōu)先級進行高低匹配出清，各匹配對出清價格按照雙方報價的算術平均值向下保留1位小數(shù)執(zhí)行。

交易出清后，各月出清電力按照均分方式拆分至各日；綠電電量環(huán)境價值按照年度掛牌交易、多年期交易2026年度分解平均綠電環(huán)境價值執(zhí)行，電能量價格按照綜合價格減去環(huán)境價值執(zhí)行。

（4）簽約要求

電力用戶年度交易電量原則上不低于上年度用網(wǎng)電量的60%；燃煤發(fā)電企業(yè)年度中長期合同簽約電量應不低于上一年度上網(wǎng)電量的60%；新能源場站年度中長期合同簽約電量應不低于上一年度上網(wǎng)電量或本年度申報發(fā)電能力（二者扣減機制電量后取較大值）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。電力交易機構應做好交易結果校核工作，對于年度簽約比例過高的經(jīng)營主體簽約電量進行核減。

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文件要求進行調(diào)整。年度交易合同無法履行的，經(jīng)成交雙方同意可開展剩余合同電量回購交易，回購費用（額外支付給對方的費用）由發(fā)起方承擔。

3.月度交易

全部電力用戶及發(fā)電企業(yè)均可參與2026年各月月度交易。按集中競價交易、掛牌交易、撮合交易的順序組織。

（1）月度集中競價交易

全部電力用戶及補貼新能源項目可參與月度集中競價交易，采用用戶側單邊競價、邊際出清模式開展，交易標的物為每日96點電力。發(fā)電側應申報本月各日參與交易電量，電力用戶應申報本月各日參與交易電量及綜合價格。電力交易機構按照年度交易過程中公布對應月份發(fā)電、用電平均曲線，扣減電力用戶、發(fā)電企業(yè)已成交電力曲線形成競價申報曲線并向?qū)黧w進行展示。

交易出清過程中，將發(fā)電側中標電量按照東部、西部用戶全部中標電量比例進行拆分，按照申報時間順序分別與中標的東部、西部用戶形成一一匹配關系。交易出清后，環(huán)境價值按照當月月度掛牌交易中綠電平均環(huán)境價值執(zhí)行，電能量價格按照綜合價格減去環(huán)境價值執(zhí)行。

（2）月度掛牌交易

全部電力用戶、燃煤發(fā)電企業(yè)和無補貼新能源項目可參與月度掛牌交易，采用發(fā)電側單邊掛牌、用戶側摘牌模式開展，交易標的物為全月四小時電量或分日四小時電量（全月或分日四小時直線），2026年年內(nèi)并網(wǎng)且未參與2026年度交易的發(fā)電機組（場站）可按全月或分日電量（全月或分日直線）進行掛牌，按全月或分日掛牌電量不超過同類型發(fā)電機組2025年平均上網(wǎng)小時數(shù)與自身裝機容量乘積的60%。優(yōu)先開展集中掛牌交易，集中掛牌結束后開展連續(xù)掛牌交易。

發(fā)電側應申報電量及分時電能量價格。其中，進行綠電電量掛牌的，還應單獨申報環(huán)境價值。

（3）月度撮合交易

在月度掛牌交易中未滿足成交意愿的經(jīng)營主體，可繼續(xù)參與月度撮合交易。月度撮合交易采用集中撮合+滾動撮合模式組織，交易標的物為當月每日96點電力，發(fā)電側作為賣出方、用電側作為買入方。集中撮合階段，雙方同時申報每日各點電力及分時綜合價格（新能源發(fā)電申報價格不低于月度掛牌交易平均綠電環(huán)境價值），按照綜合價格、申報時間進行排序，邊際出清；滾動撮合階段，雙方同時申報每日各點電力及分時綜合價格，依次按照綜合價格、申報時間為優(yōu)先級進行高低匹配出清，各匹配對出清價格按照雙方報價的算術平均值向下保留1位小數(shù)執(zhí)行。

交易出清后，綠電電量環(huán)境價值按照當月月度掛牌交易平均綠電環(huán)境價值執(zhí)行，電能量價格按照綜合價格減去環(huán)境價值執(zhí)行。

（4）簽約要求

電力用戶月度凈合約電量上限（含年度交易當月分解、月度交易、月內(nèi)交易及合同轉讓、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算電量為基準，不超過基準電量的105%。連續(xù)2個月月度中長期簽約率超出150%或近6個月內(nèi)有3個月中長期簽約率超出150%的，基準電量調(diào)整為近2個月平均用網(wǎng)電量，觸發(fā)上述條款后連續(xù)2個月簽約率低于105%的，可恢復基準電量執(zhí)行模式。

電力用戶確有增產(chǎn)需求的，可向電力交易機構提交超額申請，經(jīng)電力交易機構審核后生效。超額申請電量應符合實際生產(chǎn)需求，觸發(fā)簽約率過高限制條款的，申請調(diào)增電量不應超過近30日（以技術支持系統(tǒng)采集電量為準）最大日用網(wǎng)電量與當月天數(shù)的乘積。提交超額申請的電力用戶在當月月內(nèi)用戶側合同轉讓交易中，不可轉讓出電量。

燃煤發(fā)電機組月度凈合約電量上限，根據(jù)電力調(diào)度機構提供的燃煤發(fā)電機組月度檢修計劃確定。月度交易電量約束無法滿足發(fā)電機組最低簽約比例要求的，月度簽約電量上限按照機組最低簽約比例要求執(zhí)行。

4.月內(nèi)交易

月內(nèi)交易分為集中競價交易、融合交易、發(fā)電側合同置換交易和合同回購交易。

（1）全部電力用戶及補貼新能源項目可參與月內(nèi)集中競價交易，月內(nèi)集中競價交易按工作日連續(xù)開展，采用用戶側單邊競價、邊際出清模式。月內(nèi)集中競價交易分三階段開展，交易標的物分別為D+1日至10日、D+1日至20日、D+1日至月底每日96點電力。

（2）全部電力用戶、燃煤發(fā)電企業(yè)和無補貼新能源項目可參與月內(nèi)融合交易，月內(nèi)融合交易按工作日連續(xù)開展，按照集中撮合+滾動撮合模式組織。月內(nèi)融合交易分三階段開展，交易標的物周期分別為D+1日至10日、D+1日至20日、D+1日至月底。標的物按照時段分別設置，其中，D+1日至D+4日交易標的物為每日96點電力；D+5至本階段末標的物為每日四小時電量。

月內(nèi)融合交易兼具月內(nèi)增量交易及用戶側合同電量轉讓（合同置換）職能，用戶可作為賣出方（置換）和買入方（增量或置換），燃煤發(fā)電和無補貼新能源項目僅作為賣出方（增量）。開市時段內(nèi)，發(fā)電側申報增量賣出電量、綜合價格（新能源發(fā)電申報價格不低于月度掛牌交易平均綠電環(huán)境價值）；用戶側申報置換賣出電量、置換價格（通過選擇原始合約確定原始合約電能量價格及環(huán)境價值）或申報買入電量、等效價格（綜合價格+置換價格）。集中撮合階段，買賣雙方按照等效價格進行排序，按照等效價格優(yōu)先、等效價格相同時綠電優(yōu)先、以上均相同時時間優(yōu)先原則進行匹配，邊際出清；滾動撮合階段，按照買賣雙方等效價格優(yōu)先、等效價格相同時綠電優(yōu)先、以上均相同時時間優(yōu)先原則進行匹配，完成匹配的，增量交易撮合價格按照匹配雙方等效價格的算術平均值向下保留1位小數(shù)執(zhí)行，環(huán)境價值按月度掛牌交易平均綠電環(huán)境價值執(zhí)行、電能量價格為等效價格扣減環(huán)境價值執(zhí)行；置換交易撮合價格按照匹配雙方等效價格的算術平均值向下保留1位小數(shù)執(zhí)行，電能量價格、環(huán)境價值均按置換原始合同執(zhí)行，置換價格按照撮合價格扣減電能量價格及環(huán)境價值執(zhí)行。

同一交易場次的同一時段，電力用戶不可同時買入和賣出電量，多年期交易電量不可賣出。電網(wǎng)企業(yè)可作為賣出方，將網(wǎng)對網(wǎng)外送、電網(wǎng)企業(yè)代理購電不能執(zhí)行的合同電量進行賣出，不得收取置換費用，撮合價格按照原始合同價格執(zhí)行。優(yōu)先成交電量僅可在具有相同優(yōu)先成交資格的電力用戶間轉讓。

（3）全部發(fā)電企業(yè)可參與月內(nèi)發(fā)電側合同置換交易，月內(nèi)發(fā)電側合同置換交易按工作日連續(xù)開展，按照集中撮合+滾動撮合模式組織，分三階段開展，交易標的物周期分別為D+1日至10日、D+1日至20日、D+1日至月底。標的物按照時段分別設置，其中，D+1日至D+4日交易標的物為每日96點電力；D+5至本階段末標的物為每日四小時電量。

發(fā)電側合同置換根據(jù)發(fā)電企業(yè)類型，按照燃煤發(fā)電企業(yè)、補貼新能源項目、無補貼新能源項目分別組織開展。開市時段內(nèi)，賣出（置換出）方申報賣出電量、置換價格（通過選擇原始合約確定原始合約電能量價格及環(huán)境價值），買入（置換入）方申報買入電量、等效價格（電能量價格+環(huán)境價值+置換價格），撮合模式參照月內(nèi)融合交易。

燃煤發(fā)電側合同電量轉讓交易原則上由大容量、高參數(shù)、環(huán)保機組替代低效、高污染火電機組及關停發(fā)電機組發(fā)電。同一交易場次的同一時段，發(fā)電企業(yè)不可同時買入和賣出電量，多年期交易電量不可賣出。

鼓勵燃煤發(fā)電機組加強設備治理，減少非計劃停運次數(shù)和時間。發(fā)生非計劃停運后，燃煤發(fā)電企業(yè)、電力調(diào)度機構應及時向電力交易機構通報非計劃停運情況，電力交易機構根據(jù)機組非計劃停運情況開展機組非計劃停運期間合同置換交易。

燃煤發(fā)電機組非計劃停運期間僅可對D+1日中長期合約進行賣出（遇有節(jié)假日、公休日的可延長至下一工作日），可置換電量占原始合約電量比例上限隨非計劃停運時間增加逐步降低。具體為：

（4）月內(nèi)合同回購交易以10日為周期開展，參照年度合同回購方式進行組織，分別可對每月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行回購，回購電量不超過回購標的對應的原始合同電量�；刭徺M用（額外支付給對方的費用）由發(fā)起方承擔。燃煤發(fā)電機組非計劃停運期間不可參與合同回購交易。

（二）新能源交易

交易開展前，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不高于近3年所在區(qū)域同類型發(fā)電同期最大發(fā)電水平，不低于近3年所在區(qū)域同類型發(fā)電同期的平均發(fā)電水平與自身歷史同期發(fā)電水平的較小值。未主動進行發(fā)電能力申報的，按同區(qū)域同類型平均申報發(fā)電能力曲線執(zhí)行。允許新能源發(fā)電企業(yè)按月或更短周期對發(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)電成交曲線時段不應超過光伏有效發(fā)電時段（暫定為每日4時至20時），參與交易標的為全月、全日直線的年度、月度掛牌交易時可不受有效發(fā)電時段限制。

（三）電網(wǎng)企業(yè)代理購電交易

電網(wǎng)企業(yè)代理購電包括工商業(yè)購電和居民、農(nóng)業(yè)購電。

1.工商業(yè)購電以掛牌交易方式開展，其中年度交易電量不得低于上一年度市場化代理購電量的60%。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期一般行業(yè)電力用戶（含售電公司，不含優(yōu)先成交用戶，下同）平均新能源成交比例。電力曲線由電網(wǎng)企業(yè)根據(jù)所代理工商業(yè)用戶預測用電曲線確定，分時段價格采用當前交易周期一般行業(yè)用戶與對應類型發(fā)電企業(yè)簽訂合同的分時段加權平均價格。

2.水電、生物質(zhì)等未納入市場的發(fā)電機組上網(wǎng)電量用于保障居民農(nóng)業(yè)用戶用電，2025年6月1日后（含）投產(chǎn)戶用分布式光伏及過渡期內(nèi)的非戶用分布式光伏、分散式風電項目上網(wǎng)電量視為居民、農(nóng)業(yè)電量來源，不足部分由電網(wǎng)企業(yè)代理居民農(nóng)業(yè)通過市場化方式采購火電電量，交易價格參照代理工商業(yè)價格形成方式確定。

四、網(wǎng)對網(wǎng)跨區(qū)跨省市場交易省內(nèi)銜接

國家發(fā)展改革委下達的跨省區(qū)優(yōu)先發(fā)電計劃電量全部通過年度中長期交易合同方式落實，由電網(wǎng)企業(yè)掛牌、按照燃煤發(fā)電企業(yè)、無補貼新能源項目分別組織。網(wǎng)對網(wǎng)跨區(qū)跨省新能源交易分兩輪次開展，其中，第一輪次新能源發(fā)電場站摘牌電量占全部掛牌電量比例不超過新能源發(fā)電場站申報發(fā)電能力占同類型新能源發(fā)電場合計申報發(fā)電能力比例。其余未明確事宜按上一年度跨省區(qū)交易有關要求執(zhí)行。

跨省區(qū)交易（含優(yōu)先發(fā)電計劃）累計新能源交易比例不得高于2026年蒙西地區(qū)可再生能源消納責任權重要求。

五、新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制電量

依據(jù)《深化蒙西電網(wǎng)新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》要求，電力交易機構根據(jù)機制電量規(guī)模，按照全網(wǎng)新能源年度發(fā)電能力申報中各月電量占比分解到各月，考慮不同項目類型發(fā)電特性，按照風電、太陽能兩種類型分別計算分解。

六、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于內(nèi)蒙古電力市場綠色電力交易試點方案的復函》（發(fā)改辦體改〔2024〕82號）及有關實施細則要求，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，有關要求按照《內(nèi)蒙古電力多邊交易市場綠色電力交易實施細則（試行）》執(zhí)行。

七、鼓勵獨立儲能電站參與中長期交易

完成市場注冊的獨立儲能電站可按照發(fā)電、用電單元分別參與電力中長期交易，其中，發(fā)電單元參照燃煤火電、用電單元參照一般行業(yè)用戶參與交易及結算。電力調(diào)度機構應對獨立儲能電站的發(fā)電、用電中長期合約進行安全校核，并將校核通過后的中長期合約曲線作為充、放電執(zhí)行曲線。

八、交易價格

經(jīng)營主體參與電力中長期交易申報價格單位統(tǒng)一為元/兆瓦時（元/千千瓦時），精確至小數(shù)點后1位。

電力用戶參與燃煤發(fā)電交易各時段價格在燃煤發(fā)電基準價格上浮不超過20%，高耗能行業(yè)用戶不受上浮20%限制，但不得高于現(xiàn)貨市場申報價格上限。同時放開各時段價格下限，為避免惡意競爭，交易價格暫不得為負。鼓勵電力用戶與燃煤發(fā)電企業(yè)簽訂隨市場供需、發(fā)電成本變化的靈活價格機制的中長期合同，合同聯(lián)動價格不受上述價格上限限制。

新能源（綠電）協(xié)商、掛牌各時段電能量交易價格不高于燃煤發(fā)電基準價格，同時放開各時段價格下限，為避免惡意競爭，交易價格暫不得為負。電力用戶參與新能源（綠電）競價交易各段申報綜合價格（電能量價格與環(huán)境價值之和，下同）不低于2025年享受可再生能源補貼新能源項目區(qū)內(nèi)平均成交綜合價格，不高于現(xiàn)貨市場申報價格上限。

用戶側、發(fā)電側在合同電量轉讓中收取價格不高于原合同電能量價格的20%，支付價格不高于原合同電能量價格的50%；合同回購交易中支付價格不得高于原合同電能量價格的50%。

九、中長期合同偏差結算

中長期交易合同不滿足簽約比例要求的偏差電量，開展偏差結算，居民農(nóng)業(yè)、獨立儲能、風光制氫項目上網(wǎng)部分和購網(wǎng)部分、源網(wǎng)荷儲一體化項目電力用戶及網(wǎng)對網(wǎng)跨省區(qū)交易用戶暫不參與中長期合同偏差結算。

（一）年度合約偏差結算

年度中長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，實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)按照燃煤機組年度交易平均成交價格的20%支付偏差結算費用，新能源企業(yè)按照同類型新能源年度平均交易電價的20%支付偏差結算費用；電力用戶對應燃煤發(fā)電電量按照相應行業(yè)電力用戶與燃煤發(fā)電機組年度交易成交價格的20%支付偏差結算費用，對應新能源電量按照各類型新能源年度平均交易電價的20%支付偏差結算費用。新能源年度交易偏差考核應簽約電量為年度簽約比例要求*[兩者取大（上一年度上網(wǎng)電量或本年度申報年度發(fā)電能力）減去本年度機制電量]。

年度發(fā)電側或用電側全網(wǎng)平均簽約比例達到要求，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2026年生產(chǎn)安排確有重大調(diào)整，全年發(fā)電、用電無法達到年度合約簽約比例對應的電量水平，以至于不能滿足年度中長期合同簽約的要求，可以申請核減年度偏差結算電量，年內(nèi)實際發(fā)電、用電量達到年度合約簽約比例水平時需按1.1倍補繳核減的偏差結算費用。

參與單邊競價優(yōu)先成交的電力用戶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)先成交電量合同價格與優(yōu)先成交電量合同價格的差值的1.2倍補繳偏差結算費用，參與單邊競價優(yōu)先成交的電力用戶置換優(yōu)先成交合約電量按非優(yōu)先成交電量合同價格與優(yōu)先成交電量合同價格的差值的1倍補繳偏差結算費用。

（二）發(fā)用電企業(yè)偏差結算電費進行分攤

按照發(fā)電側（按照電源結算關系，區(qū)分火電、各類新能源）、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行分攤。

十、其他事項

（一）電網(wǎng)企業(yè)和交易機構應積極推進新型經(jīng)營主體參與電力市場，積極推動儲能和可調(diào)節(jié)負荷等單一技術類新型經(jīng)營主體及虛擬電廠（負荷聚合商）、智能微電網(wǎng)、增量配網(wǎng)和六類市場化項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。

（二）按照項目價格批復等文件，根據(jù)《財政部 國家發(fā)展改革委 國家能源局關于〈關于促進非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見〉有關事項的補充通知》（財建〔2020〕426號），補貼項目達到全生命周期補貼電量后，經(jīng)發(fā)電企業(yè)提供相關證明，并與電網(wǎng)企業(yè)同時確認后，可進行發(fā)電項目交易類別變更。如國家有特殊規(guī)定，按相關要求執(zhí)行。

（三）電網(wǎng)企業(yè)和交易機構應在滿足蒙西地區(qū)可再生能源消納責任權重、綠色電力消費比例等要求的基礎上，推動跨省跨區(qū)綠電交易常態(tài)化開展，充分利用外送通道剩余空間促進新能源消納。

（四）交易機構要做好用戶行業(yè)分類，用戶側行業(yè)按照高耗能、一般行業(yè)等相近行業(yè)進行合并分類。

（五）交易機構要進一步強化風險識別，探索建立市場經(jīng)營主體結算風險評估體系，及時研判經(jīng)營主體參與市場風險，加強用戶側交易行為監(jiān)測（特別是集中競價交易），做好風險識別、上報及應急處置工作。

（六）交易機構要進一步引導經(jīng)營主體合理簽訂中長期合約，鼓勵東西部用戶簽訂體現(xiàn)現(xiàn)貨價格的中長期合同，在組織集中交易過程中應明確標注用戶所在分區(qū)。交易機構要抓緊開展輸電權研究，加快制定相關市場機制，密切關注集中交易中東西部用戶成交情況，若發(fā)現(xiàn)出現(xiàn)重大問題及時完善相關機制。在開展阻塞盈余費用分享時，考慮曲線合理度因素，按照經(jīng)營主體全月曲線合理度對返還阻塞盈余費用時的電量比例進行修正。

（七）優(yōu)化需求側響應交易，當月已列入緊急需求側響應執(zhí)行庫的交易單元仍可參與日前需求側響應交易申報，中標后次日不再作為緊急需求側響應資源被調(diào)用，按照日前需求側響應中標單元進行評估和結算。

（八）探索開展調(diào)節(jié)資源交易，初期組織需從電網(wǎng)獲取調(diào)節(jié)容量的市場化新能源項目和獨立儲能參與，逐步擴展至虛擬電廠、可中斷負荷等各類新型主體，激勵更多調(diào)節(jié)資源投資運營，從而提高區(qū)內(nèi)新能源消納能力。

（九）推動容量市場建設，建立市場化的容量定價機制，進一步理順價格形成，保障電力市場可靠性容量的充裕性；探索輸電權交易機制，形成對阻塞費用的市場化疏導。

（十）交易機構應進一步規(guī)范市場主體賬號管理。加強各類交易賬號認證管理，實現(xiàn)交易行為可追溯性，適時建立集中報價管理機制和交易賬號風險監(jiān)控機制，對交易賬號異常行為進行預警和處置，防范市場操縱和違規(guī)交易風險。

（十一）市場主體應規(guī)范使用交易系統(tǒng)，嚴禁自行或允許第三方通過非官方程序、腳本、爬蟲或者其他自動化的方法使用系統(tǒng)或相關數(shù)據(jù)。交易機構應加強違規(guī)使用系統(tǒng)監(jiān)測，對造成嚴重后果的違規(guī)行為應及時上報和處罰，確保交易公平公正和數(shù)據(jù)安全。

（十二）交易機構應常態(tài)開展電力市場主體信用評價工作，持續(xù)優(yōu)化完善信用評價指標體系，推動評價結果與售電公司履約保函額度聯(lián)動等拓展應用。

（十三）交易機構應開展交易員培訓、考核，交易員需完成相應學習內(nèi)容，考核合格后獲取交易系統(tǒng)操作資格，持續(xù)提升交易員實操能力與合規(guī)意識。

本方案自2026年交易組織實施起開始執(zhí)行，現(xiàn)行交易相關要求與本通知不符的，以本方案規(guī)定為準。

內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局

2025年12月30日

    （此件主動公開）

來源：內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局 發(fā)布日期：2025-12-30

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