12月19日，內蒙古自治區能源局下發關于做好2025年內蒙古東部電力交易市場中長期交易有關事宜的通知。根據通知，預計2025年蒙東電網區內電力市場交易電量規模約351億千瓦時（含工商業線損），按照用電側類別劃分，直接交易251億千瓦時，電網公司代理交易100億千瓦時（含工商業線損）；按照發電側類別劃分，購分部直調火電82億千瓦時，蒙東公司調管火電56億千瓦時，帶補貼新能源120億千瓦時，平價新能源93億千瓦時。

符合電力市場入市基本條件的蒙東地區發電企業，可按要求直接參與市場交易（暫不含常規水電、生物質、分布式、分散式和扶貧項目等發電企業，待國家或者自治區政府有關政策明確后，適時推動參與市場交易）。

新能源“保量保價”優先發用計劃納入中長期交易，原則上在年度交易開始前，電網企業應對“保量保價”電量簽訂廠網間年度購售電合同，約定年度電量規模以及分月計劃、電力曲線、交易價格等。電網企業參與“保量保價”電量掛牌交易，掛牌價格為蒙東地區燃煤基準價，由相關發電企業摘牌認購。

2025年，初步安排帶補貼風電“保量保價”優先發電計劃小時數790小時，風電供熱試點項目、特許權項目“保量保價”優先發電計劃小時數1900小時，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。初步安排帶補貼光伏“保量保價”優先發電計劃小時數635小時。分布式新能源暫按照全額“保量保價”安排，待國家或者自治區政府明確參與市場要求和機制后適時調整。

各類型帶補貼新能源除“保量保價”優先發電小時數以外，剩余所有發電量均參與電力市場。超出國家規定的補貼年限或已達全生命周期合理利用小時數，以及超期服役辦理延壽手續的新能源項目，按照平價新能源類型參與市場。

政策原文如下：

內蒙古自治區能源局關于做好2025年內蒙古東部電力交易市場中長期交易有關事宜的通知

內能源電力字〔2024〕834號

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：

按照國家和自治區有關文件精神，為加快構建以新能源為主體的新型電力市場，有效推進中長期交易與現貨交易的協調配合，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2025年內蒙古東部電力交易市場中長期交易有關事宜通知如下。

一、交易電量規模

預計2025年蒙東電網區內電力市場交易電量規模約351億千瓦時（含工商業線損），按照用電側類別劃分，直接交易251億千瓦時，電網公司代理交易100億千瓦時（含工商業線損）；按照發電側類別劃分，購分部直調火電82億千瓦時，蒙東公司調管火電56億千瓦時，帶補貼新能源120億千瓦時，平價新能源93億千瓦時。

二、市場經營主體

（一）發電企業

符合電力市場入市基本條件的蒙東地區發電企業，可按要求直接參與市場交易（暫不含常規水電、生物質、分布式、分散式和扶貧項目等發電企業，待國家或者自治區政府有關政策明確后，適時推動參與市場交易）。

（二）電力用戶

繼續推動蒙東地區工商業電力用戶全面參與市場，逐步縮小電網代理購電規模。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（含限制類）原則上全部直接參與市場交易。

已入市電力用戶（按戶號計）退市，繼續按照“當月申請、次月生效”原則處理。退市生效當月還有工商業電量的，執行普通電網代理購電價格，次月起執行電網代理購電價格1.5倍。重新入市生效后，執行市場化交易價格。

（三）售電公司

參與2025年度直接交易的售電公司，應通過電力交易平臺，與電力用戶簽訂有效期至2025年年底的零售合約。在參與交易前，售電公司須向電力交易機構及時、足額繳納履約保函或履約保險。售電公司須積極參加電力交易機構組織的持續滿足注冊條件核驗，規范參與電力批發、零售市場交易。

（四）新型主體

1.“六類市場化”配套新能源項目。與電網發生電量交換的相關市場主體，在具備并網運行和參與市場相關條件的基礎上，通過電力交易平臺分別注冊發電和用電角色，上網電量和下網電量分別按照發電主體和用電主體參與電力中長期市場和電力現貨市場。

2.獨立儲能項目。獨立儲能經營主體須在蒙東電力交易平臺完成市場注冊后，可以參與市場交易，注冊基本條件與《電力市場注冊基本規則》（國能發監管規〔2024〕76號）、《內蒙古自治區獨立新型儲能電站項目實施細則（暫行）》（內能電力字〔2023〕1101號）保持一致。電源配建儲能在轉為獨立儲能前，暫不注冊、不直接參與市場化交易。

按照應用場景分類，獨立儲能電站暫考慮分為電網側獨立儲能電站和電源側獨立儲能電站，在交易平臺注冊時由儲能經營主體據實填報。

三、發電機組優先發電

（一）優先發電規模確定原則

按照以用定發原則制定可再生能源優先發電規模，在可再生能源發電能力不足、存在電力電量缺口時，電網公司從市場購買其他電量。優先發電規模富余時按照國家有關規定進行調整或分攤。

（二）優先發用電合同簽訂方式

新能源“保量保價”優先發用計劃納入中長期交易，原則上在年度交易開始前，電網企業應對“保量保價”電量簽訂廠網間年度購售電合同，約定年度電量規模以及分月計劃、電力曲線、交易價格等。電網企業參與“保量保價”電量掛牌交易，掛牌價格為蒙東地區燃煤基準價，由相關發電企業摘牌認購。

（三）新能源“保量保價”小時數

初步安排帶補貼風電“保量保價”優先發電計劃小時數790小時，風電供熱試點項目、特許權項目“保量保價”優先發電計劃小時數1900小時，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。初步安排帶補貼光伏“保量保價”優先發電計劃小時數635小時。分布式新能源暫按照全額“保量保價”安排，待國家或者自治區政府明確參與市場要求和機制后適時調整。

（四）新能源參與市場方式

各類型帶補貼新能源除“保量保價”優先發電小時數以外，剩余所有發電量均參與電力市場。超出國家規定的補貼年限或已達全生命周期合理利用小時數，以及超期服役辦理延壽手續的新能源項目，按照平價新能源類型參與市場。

（五）“保量保價”曲線確定原則

電網企業結合居民、農業及線損電量，及其各月典型負荷曲線和各類電源發電曲線特性，按照“以用定發”原則確定“保量保價”曲線。同一時段（小時）內，水電、生物質、分布式光伏等未參與市場發電主體暫全額安排優先發電，剩余發電空間根據帶補貼風電、光伏發電能力和全年利用小時數情況確定“保量保價”曲線，不足部分通過電網代理購電方式進行市場化采購。

水電、生物質暫按一條直線確定典型發電曲線，風電、光伏按照統調機組近三年分月分時段平均出力確定典型發電曲線。

四、交易組織

（一）年度交易

各類型發電機組在保障區內供應、區內可再生能源消納責任權重的基礎上，剩余發電能力鼓勵外送。在年度交易開展前，電力交易機構結合電網電量平衡，發布各類型發電機組2025年區內市場規模占上網電量最低消納比例。各類型發電機組應預留一定電網代理購電規模，保障電網代理購電需求。

年度交易以集中競價、雙邊協商、掛牌方式開展，市場經營主體結合發電情況、負荷預測，按照分月24時段進行交易申報，形成分月分時合同。調度機構要對年度合同進行安全校核。

1.集中競價交易方式。電力用戶（售電公司）與蒙東火電、帶補貼新能源交易，按照集中競價方式開展，邊際價格方式出清。

售電公司和直接交易用戶在集中競價交易的申報電量，原則上分別不超過所代理用戶和本企業去年同期用電量的1.2倍（月度交易，下同）。新投產項目由電網公司依據報裝容量和用電需求，出具佐證文件。發電企業在集中競價交易的申報電量，不得超過機組發電能力。

2.雙邊協商交易方式。電力用戶（售電公司）與平價新能源、分部調管火電交易，按照雙邊協商方式開展。

（二）月度交易

采用雙邊協商、集中競價、掛牌方式組織。其中，電力用戶（售電公司）與平價新能源、分部調管火電交易可采用雙邊協商、集中競價方式開展。電力用戶（售電公司）與蒙東火電、帶補貼新能源交易，按照集中競價方式開展。市場經營主體分24時段進行交易申報，形成月度分時合同。

（三）月內交易

電力交易機構按工作日連續開市，交易方式采用日滾動撮合方式，發電側和批發側分24時段進行撮合交易，按照“價格優先、時間優先”的方式滾動出清。同一市場經營主體可根據自身合同調整需求參與月內中長期交易，其中發電企業可作為售電方、購電方參與交易，批發交易用戶可作為購電方、售電方參與交易。

發電企業在單筆電力交易中的購入合同電量不得超過其剩余最大發電能力，售出合同電量不得超過其剩余合同電量（指多次售出、購入相互抵消后的凈合同電量）。電力用戶（售電公司）在單筆電力交易中的售出合同電量不得超過其剩余合同電量（指多次售出、購入相互抵消后的凈合同電量）。調度機構開展日滾動交易的安全校核。

（四）電網代理購電交易

電網公司代理購電按照掛牌方式采購電量，掛牌購電價格按本交易周期集中競價交易加權平均價格確定。電網企業代理購電按掛牌方式采購電量時，如果各能源類型機組當前交易周期內沒有集中競價或集中競價電量占當前交易周期直接交易成交電量（不含電網代理購電）比例低于20%，掛牌價格按照直接交易用戶（含售電公司）當前交易周期簽訂合同（含雙邊交易、集中交易等各種形式）的加權平均價格執行。

（五）區內綠電交易

電力用戶（售電公司）與區內平價項目直接交易按照綠電交易模式開展。綠電交易按照年度、月度、月內交易周期開展，交易方式包括雙邊協商、集中競價。綠電交易價格包括電能量價格和綠色環境權益價值，綠色環境權益價值按照綠色電力證書市場供需合理確定。

（六）配套電源交易

跨省跨區送電配套電源，在優先滿足規劃受電省份需要后仍有富余能力的，可按照相關市場規則，在月內階段依次組織參與向電源所在省份及其他省份送電的中長期交易。

（七）風光制氫一體化項目

為支持風光制氫一體化項目建設，推動制氫、制氨、制醇產業發展，2025年上網電量占發電量比例適當上調，實行過渡方案退坡機制，具體要求在風光制氫一體化項目相關文件中確定，超出規定的上網電量不予結算。項目單位要配合電網企業優化電能計量系統功能，完成相關電能計量表計安裝，滿足電費結算要求。

（八）獨立儲能項目

獨立儲能電站可以選擇獨立參與電力市場或向電網企業申報運行曲線。儲能項目具體運營模式按照附件執行，未明確或國家、自治區有明確要求的，按照國家、自治區有關規定執行。

（九）價格機制

1.燃煤機組中長期交易限價按照《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）執行，燃煤火電交易價格向上浮動原則上不超過燃煤發電基準價格的20%，高耗能企業交易電價不受上浮20%限制。

2.為避免市場經營主體利用市場力操縱市場以及惡性競爭，依據中長期交易規則，在集中競價交易中，發用電市場經營主體的平時段申報電價，不超過所參與電源類型上一年度平時段交易均價，其他時段按照自治區分時電價政策規定的浮動比例執行。

3.新能源交易價格不超過燃煤發電基準價格。由于蒙東地區外送電力均不計入相關受端地區電力電量平衡，蒙東地區外送電力屬于富余發電能力外送，所有區內交易價格原則上不得高于跨省區交易價格。

五、交易結算

（一）結算原則

按照“照付不議、偏差結算”原則，執行分時結算、月結月清。發用電側依據自治區分時電價政策文件，暫采用峰平谷分時結算，待滿足條件后采用24點結算。開展現貨結算試運行時，按現貨結算實施細則及現貨市場結算試運行方案相關要求進行結算。未建立零售關系的電力用戶按批發交易用戶結算原則開展結算。

（二）偏差結算原則

用電側平時段正偏差電量價格=蒙東燃煤發電基準價格×偏差價格系數；用電側平時段負偏差電量價格=分電源類型交易均價×偏差價格系數。

發電側分電源類型，平時段正偏差電量價格=該電源類型交易均價-（蒙東燃煤發電基準價格×偏差價格系數-該電源類型交易均價）；發電側平時段負偏差電量價格=該電源類型交易均價×偏差價格系數。

平時段正、負偏差電量價格按照設定的偏差電量結算價格體系進行結算（相關參數見附件1、2），其他時段按照自治區分時電價政策規定的浮動比例執行。偏差電量結算價格體系相關參數可根據市場運行情況進行調整。

（三）年度中長期交易規模考核

2025年燃煤發電企業年度中長期合同簽約電量不低于本年度上網電量的80%。新能源企業年度中長期交易電量不低于本年度上網電量的60%。燃煤發電企業、新能源企業中長期合同簽約電量含外送合同、“保量保價”合同。2025年批發側電力用戶（含售電公司、電網代理購電）年度中長期合同簽約電量應不低于上年度用電量的60%。燃煤發電企業、新能源發電場站未達到年度中長期合同簽約電量比例要求的，差額電量按照同類型電源當年年度交易均價的10%支付偏差結算費用；批發側電力用戶（含售電公司、電網代理購電）未達到年度中長期合同簽約電量比例要求的，差額電量按照當年年度交易均價的10%支付年度交易偏差結算費用。年度發電側或用電側達到全網簽約平均比例要求，將不再執行考核。

（四）年度分月、月度交易規模考核

發、用電側市場化年度分月及月度中長期合計合約電量應不低于該市場經營主體當月市場化電量的90%（不含保量保價電量）。月度結算時，燃煤發電企業、新能源發電場站未達到年度分月、月度中長期合同簽約電量比例要求的，差額電量按照同類型電源當年年度交易均價的10%支付偏差結算費用；批發側電力用戶（含售電公司、電網代理購電）未達到年度分月、月度中長期合同簽約電量比例要求的，差額電量按照當年年度交易均價的10%支付偏差結算費用。

（五）應承擔規模考核

各類型發電機組應保障區內供應、區內可再生能源消納責任權重，不足部分按照同類型電源年度外送交易均價與交易均價差值結算費用。

（六）跨區跨省偏差結算原則

跨區責任偏差、波動偏差區分責任，向發用電側市場經營主體分攤或分享。省間交易按照調度實際執行結果和物理計量電量進行結算。調度區分新能源消納或保供責任，提供給電力交易機構，因電網平衡造成的購電成本上漲或發電成本降低，依據“誰受益、誰承擔”的原則，分別按照用電側超用、發電側欠發或用電側少用、發電側超發電量占比承擔。

六、其他事項

（一）在確保電網安全條件下，電力調度機構根據交易政策、規則，調整調電策略，做好合同執行工作。

（二）電網企業要進一步加強電量計量采集、電力交易以及調度執行等帶曲線交易各項技術條件，滿足省內中長期分時結算及現貨市場計量采集要求。

（三）各經營主體須嚴格落實《國家能源局綜合司關于進一步規范電力市場交易行為有關事項的通知》（國能綜通監管〔2024〕148號）有關要求，堅決杜絕濫用市場支配地位操縱價格或搶占市場份額、串通報價、哄抬價格及擾亂市場秩序等行為。

（四）電力交易機構應完善市場交易信用評價指標體系，開展信用評價工作。同時加強市場運營分析，做好風險事前監測、事中處置與事后分析，并按要求披露市場風險處置情況。

（五）電力調度機構應按照《電力市場信息披露基本規則》和發電企業現實需求，在滿足保密與安全要求前提下，加強與發電企業等調度對象實時信息共享。