國家電網有限公司東北分部、國網內蒙古東部電力有限公司，北京電力交易中心有限公司交易五部、內蒙古東部電力交易中心有限公司，各有關發電企業、售電公司、電力用戶：
為貫徹落實《國家發展改革委關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（發改價格〔2021〕1439號）、《國家發展改革委辦公廳關于組織開展電網企業代理購電工作有關事項的通知》（發改辦價格〔2021〕809 號）、《國家發展改革委 國家能源局關于印發<售電公司管理辦法>》（發改體改規〔2021〕1595號）等國家有關文件精神，切實做好2022年內蒙古電力多邊交易工作，確保電力市場有序推進，充分發揮電力市場對穩定經濟增長、調整產業結構的作用，現將2022年內蒙古東部電力市場中長期交易關事宜通如下：
一、交易電量規模
落實國家放開發用電計劃和推動工商業用戶全部進入市場的有關文件精神，考慮2022年蒙東電網全社會用電量的增速，2022年蒙東電網區內電力市場交易電量規模約279億千瓦時，其中包含預計電網公司代理交易電量77億千瓦時。
二、有序擴大市場交易范圍
（一）拓展市場主體范圍
1. 發電企業
符合電力市場準入要求的蒙東電網現役燃煤機組及風電、光伏發電場站?！吨泄仓醒?國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）文件印發前投產的無補貼新能源發電項目、分散式風電項目、分布式光伏和扶貧光伏項目暫不參與電力市場交易，根據國家和自治區要求適時進入電力市場。
2. 電力用戶
除居民（含執行居民電價的學校、社會福利 機構、社區服務中心等公益性事業用戶）、農業用電之外，10千伏及以上工商業用戶原則上要直接參與市場交易（直接向發電企業或售電公司購電），暫無法直接參與市場交易的可由電網企業代理購電；鼓勵其他工商業用戶直接參與市場交易，未直接參與市場交易的由電網企業代理購電。電力用戶同一戶號下所有符合入市條件的計量點用電量購電方式均應一致，選擇直接參與市場交易或電網企業代理購電其中一種方式參與電力市場。
3. 售電公司
按照《國家發展改革委 國家能源局關于印 發<售電公司管理辦法>的通知》（發改體改規〔2021〕1595 號）文件執行，在交易平臺注冊，并按規定足額繳納履約保函或履約保險等履約保障。參與2022年年度交易的售電公司，應根據年度交易電量規模在交易開展前向交易機構補充提交足額繳納履約保函或履約保險的承諾書，內蒙古自治區售電公司履約保函、履約保險相關要求出臺后，于1個月內按照相關要求補交履約保函或履約保險。
鼓勵年用電量小于1000萬千瓦時的電力用戶注冊成為零售用戶，通過售電公司代理方式參與交易。零售用戶在電力交易平臺提交市場注冊申請前，需提前與售電公司簽訂直接交易委托協議，避免注冊成功后由于無售電公司綁定導致的交易風險。
三、參與電力市場的新能源發電項目優先發電計劃安排
2022年，初步安排常規風電“保量保價”優先發電計劃小時數700小時，風電供熱試點項目、特許權項目1900小時（含外送電），風電供熱項目按照供熱電量增加“保量保價”優先發電計劃小時數，按照蒙東地區燃煤基準價結算；除上述電量外風電項目所發電量均按照“保量競價”方式參與電力市場。初步預計外送電量小時數520小時，按照相應市場規則和要求形成交易價格。
初步安排常規光伏“保量保價”優先發電計劃小時數600小時，按照蒙東地區燃煤基準價結算；除上述電量外光伏發電項目所發電量均按照“保量競價”方式參與電力市場。初步預計外送電量小時數420小時，按照相應市場規則和要求形成交易價格。
四、區內直接電力交易
中長期交易按照年度、月度和月內（周或旬）組織開展。年度交易以雙邊協商為主，月度及月內交易根據市場需求可采用雙邊協商、掛牌、集中競價等方式組織。
（一）年度交易
蒙東電網所有工商業用戶均應參加2022年年度交易，根據國家發改委要求，年度交易申報電量不得低于前三年平均用網電量的80%，售電公司交易電量不得低于所有代理用戶前三年用網電量平均值之和的80%。年度交易主要采用雙邊協商方式組織，采用峰谷平時段交易申報模式，參與批發交易的市場主體分別對平段交易價格、峰谷平各時段電量進行申報和確認，峰谷分時參照蒙東地區最新分時電價政策。交易出清后可分別形成總合同、分月合同以及分峰谷平合同。年度交易合同可以確定初始價格（1月份交易價格），分月價格在初始價格基礎上進行浮動、由合同雙方按月申報確認，若當月合同雙方沒有確認新的交易價格，則按照上一次確認的價格執行。如遇國家、自治區政策調整，所涉及的電力用戶和發電企業已經簽訂的年度交易合同按照相關文件要求進行調整。
（二）月度交易
電力交易機構定期開展月度交易，未參與年度交易的批發用戶、電網公司代理工商業購電部分以及已參與年度交易但仍有購電需求的批發用戶均可以參與月度交易。
月度交易根據市場需求采用雙邊協商、掛牌、集中競價等方式組織。雙邊協商申報方式參照年度交易執行。參與集中競價交易的批發用戶在參與交易前申報分時用電曲線，交易出清后按照批發用戶分時用電曲線形成分時合同。自治區明確的高耗能行業電力用戶不參與集中競價交易。
（三）月內交易
電力交易機構定期開展月內增量電量及合同轉讓交易。增量電量交易按照集中競價模式開展，交易上限為月度成交電量的5%，首次參與直接交易的電力用戶不設交易上限。合同轉讓交易可通過協商、掛牌等交易模式按照用戶、發電企業分別組織開展。
（四）合同電量轉讓交易
電力交易機構按月定期開展電力直接交易合同電量轉讓交易，減少市場化交易合同電量偏差。合同電量轉讓交易分為發電側合同電量轉讓和用電側合同電量轉讓。發電側合同電量轉讓交易在同類型電源間開展。用電側進行合同轉讓交易時，受讓方的新能源交易電量不得突破新能源交易上限。用電側交易合同轉讓交易暫按無償轉讓的方式開展。
（五）新能源交易
有補貼（含競價）新能源項目單獨組織市場交易。電力用戶參與有補貼（含競價）新能源交易電量最高不超過其全年用電量的35%；為促進自治區重點戰略產業綠色發展，《自治區發展改革委 工信廳關于調整部分行業電價政策和電力市場交易政策的通知》和《關于保障電力穩定供應的若干政策措施》明確支持的相關行業電力用戶不設上限；電網公司代理工商業購電不區分用電行業類別，新能源交易電量不超過其全年用電量的35%。
平價、無補貼競價類新能源項目與網內火電企業共同參與區內市場化交易。新能源交易優先開展協商交易，協商未成交電量可參與掛牌交易。
探索開展網內新能源與企業自備電廠自發自用電量替代交易，新能源替代交易未能直接成交的電量參照網內火電未能直接成交電量的政策進行結算。組織開展替代交易時，相應交易周期中平價新能源項目優先參與替代交易。
（六）分時交易
1. 時段及價格
參與區內用電企業直接交易的市場主體，在簽訂中長期合同時，應當同時申報交易周期內每日48點（每半小時）合同電力曲線、各時段合同價格，峰谷時段及峰谷電價比浮動比例按照《內蒙古自治區發展和改革委員會關于蒙東電網試運行分時電價政策有關事項的通知》（內發改價費字〔2021〕1129號）中相關要求執行。
2. 形成合同電力曲線
協商交易由交易雙方協商約定形成合同電力曲線，掛牌交易由掛牌方提出合同電力曲線，競價交易按照用電企業申報總曲線及發電企業出清電量等比例形成合同電力曲線。合同轉讓時，根據轉讓電量意向及原合同電力曲線等比例形成合同轉讓電力曲線。
五、電網公司代理購電交易
年度交易：電網公司年度代理購電按掛牌方式采購電量，掛牌價格參照批發用戶簽訂年度雙邊協商合同（不含高耗能用戶合同）的加權平均價格執行，未成交電量按照市場化機組（區分新能源、火電）剩余交易空間等比例分攤。
月度交易：電網公司月度代理購電按掛牌方式采購電量，掛牌價格參照批發用戶簽訂月度雙邊協商合同和集中競價合同（不含高耗能用戶合同）的加權平均價格執行，未成交電量按照市場化機組（區分新能源、火電）剩余交易空間的比例分攤。
六、合同電量結算
（一）發電企業電力中長期合同暫按“月度結算、交易周期清算”原則結算，按照用電側峰谷分時電價實際負荷曲線執行峰谷分時上網電價。批發用戶中長期合同按照《關于蒙東電網試行分時電價政策有關事項的通知》（內發改價費字〔2021〕1129號）文件執行峰谷分時電價，電量偏差按照峰谷分時合同分時結算。
（二）優化結算次序，應確保居民農業等優購電量及與優購匹配的優發電量（含外來電）優先結算。其次結算電網公司代理的工商業用戶和直接參與市場的工商業用戶電量、以及與其對應的發電側電量。
（三）建立合同偏差電量結算機制，將發用電雙方結算出現的差額資金和合同偏差電量等費用單獨記賬，用于市場激勵，鼓勵市場主體達成交易。平價、無補貼競價類新能源項目合同偏差電量參照網內火電相關政策執行，差額資金單獨記賬并進行分配。
超合同發用電量按照以下原則結算：火電企業按照當年蒙東地區火電平均交易價格的0.8倍結算，對應用戶側交易電價按照當年蒙東地區火電平均交易價格的1.2倍結算；新能源企業按照新能源平均交易電價的0.9倍結算；對應用電側按照新能源平均交易電價的1.1倍結算。用電側結算價格（不含執行代理購電價格機制后電網企業為保障居民、農業用電價格穩定產生的新增損益）=1.2（1.1）×蒙東地區燃煤機組基準價（新能源平均交易電價)+輸配電價+政府基金及附加；新能源平均交易電價采用前3年區內交易成交均價（開展交易前由交易機構公布）。
欠交易合同的發用電量按以下原則結算：發電企業因自身原因未完成交易合同發電的，偏差在5%以內的少發電量，免于支付偏差電量費用；偏差超過5%的少發電量，火電企業按照蒙東地區燃煤機組基準價的10%支付偏差結算費用，新能源企業按照前3年區內交易平均交易電價的10%支付偏差結算費用。用戶未完成交易合同偏差在5%以內的少用電量，免于支付偏差電量費用；偏差超過5%的少用電量，與火電成交的電量按照蒙東地區燃煤機組基準價的10%支付偏差結算費用，與新能源成交的電量按照前3年區內交易平均交易電價的10%支付偏差結算費用。
（四）新能源場站應積極參與電力市場交易，成交電量未達到應承擔的區內交易電量的份額，由交易機構根據電廠應承擔區內交易電量的1.1倍將剩余部分匹配至各發電企業，同時相應核減其“保量保價”優先發電電量。新能源場站應承擔區內交易電量按照該場站超保量保價電量占蒙東地區市場內新能源企業超保量保價總電量的比例計算。
（五）無市場化合同的電力用戶的用電量視為超合同電量。電網代理工商業用戶參與電力市場交易暫不進行合同電量偏差結算。
七、其他事宜
（一）交易方案未明確事宜參照《內蒙古東部地區電力中長期交易規則》、補充規則及相關要求執行。
（二）受到國家及地方政策影響，網內優先發用電量不匹配時，為保障清潔能源全額消納，由交易機構組織網內常規風電與火電企業通過開展發電權交易等方式轉讓區內市場化交易電量，滿足網內電量平衡需求。網內常規風電應承擔電量按照裝機容量分配。
（三）繼續推動蒙東地區用能電氣化，可根據電采暖用戶交易需求適時開展年度、月度和D-1日交易。
（四）電網公司、電力交易機構繼續完善中長期帶曲線交易機制，保障分時段合同正常履約，加強電量計量采集、合同偏差電量結算以及調度執行等帶曲線交易所需技術條件，同時進行模擬調度校核、執行和結算工作研究，做好中長期與現貨市場有效銜接。
（五）加快推進完善電力用戶用電數據查詢功能相關工作。電網企業要加快推進計量表計、數據傳輸系統等相關設施改造升級，實現市場用戶計量裝置“應改盡改”，完善用戶側分時段用電數據查詢服務，做好電網營銷信息系統與交易平臺數據貫通，實現用戶歷史信息通過交易平臺查詢。
（六）加快推進發電企業上網電量計量采集改造工作。電網企業要加快推進發電上網電量計量采集、數據傳輸系統等相關設施改造升級，為發電側中長期合同分時段簽約、執行和結算提供有效支撐。
（七）進一步完善“電子簽”工作，全面推進電力中長期合同簽訂平臺化、電子化運轉。深化區塊鏈技術在電力直接交易電子合同方面的應用，強化電力交易合同安全保障，提高交易市場運營效率和市場主體服務質量。
（八）推動中長期合同“見簽”工作，歸集電力交易平臺中的相關“見簽”信息，包括市場主體信息、簽約信息、履約要求（價格等市場主體私有信息除外），并通過電力交易平臺加密傳遞至信用機構，初期階段暫不具備相關功能的，可通過線下加密方式實現。
（九）推動建立健全市場主體信用評價體系。逐步建立市場主體信用評價制度，不斷完善對市場成員的信用評價內容，包括關于經營能力、財務狀況、信用記錄、市場行為等方面，建立全面規范的市場主體信用檔案，定期發布市場主體履約情況通報，對于未完成履約責任的市場主體納入黑名單管理，嚴重失信者不得繼續參加電力市場交易并承擔相應責任。
（十）電網公司、電力交易機構要為電力交易平臺持續可被正常訪問提供技術保障，在確保信息安全的基礎上，充分考慮電力交易平臺作為生產系統的運行特性，為市場主體提供不間斷的技術服務。
交易機構應做好市場交易規則的培訓解讀工作，做好2022年交易組織工作，指導市場主體簽訂合同、參與電力直接交易。2022年年度交易應于2021年12月31日前組織開市。如遇國家、自治區政策重大調整，按照相關文件要求執行。
2021年12月24日
