一、交易規(guī)模

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

二、經(jīng)營(yíng)主體

發(fā)電企業(yè)：符合電力市場(chǎng)入市條件的蒙西電網(wǎng)現(xiàn)役燃煤機(jī)組、風(fēng)電（包括分散式風(fēng)電）、光伏（包括分布式、扶貧項(xiàng)目）及光熱等發(fā)電項(xiàng)目，可按要求直接參與市場(chǎng)。分散式、分布式、扶貧、光熱及《中共中央 國(guó)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)目可分項(xiàng)目類型參與市場(chǎng)交易，參與中長(zhǎng)期交易時(shí)按照不享受國(guó)家可再生能源補(bǔ)貼的新能源發(fā)電項(xiàng)目（以下簡(jiǎn)稱無補(bǔ)貼新能源項(xiàng)目）執(zhí)行。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(chǎng)運(yùn)行情況，推動(dòng)抽水蓄能電站參與市場(chǎng)、逐步試點(diǎn)推動(dòng)常規(guī)水電、生物質(zhì)、燃?xì)獾入娫搭愋蛥⑴c市場(chǎng)。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，并經(jīng)交易平臺(tái)向全市場(chǎng)公布后執(zhí)行。

鼓勵(lì)符合條件的燃煤自備機(jī)組申請(qǐng)參與市場(chǎng)，參與交易類別參照公用燃煤機(jī)組相關(guān)要求。因自然災(zāi)害、事故災(zāi)難、公共事件或企業(yè)經(jīng)營(yíng)等原因停止發(fā)電的企業(yè)，可在交易平臺(tái)提交相關(guān)證明材料后申請(qǐng)暫停交易，且暫停時(shí)間不少于3個(gè)月。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(yíng)機(jī)構(gòu)及時(shí)做好監(jiān)測(cè)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(chǎng)，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(chǎng)交易；進(jìn)一步細(xì)化電力用戶市場(chǎng)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(chǎng)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。因自然災(zāi)害、事故災(zāi)難、公共事件或企業(yè)經(jīng)營(yíng)等原因停止用電的企業(yè)，可在交易平臺(tái)提交相關(guān)證明材料后申請(qǐng)暫停交易，且暫停時(shí)間不少于3個(gè)月，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(yíng)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(chǎng)注銷等工作。

售電公司：電力交易機(jī)構(gòu)應(yīng)加強(qiáng)售電市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)管理，優(yōu)化售電代理服務(wù)費(fèi)收取模式，取消承諾價(jià)格+價(jià)差返還、按價(jià)格比例分?jǐn)偰Ｊ�，新增固定度電服�?wù)費(fèi)、基準(zhǔn)服務(wù)費(fèi)+浮動(dòng)服務(wù)費(fèi)模式。參與2026年度交易的售電公司，應(yīng)以年為周期，按照調(diào)整后的服務(wù)費(fèi)收取模式與用電企業(yè)建立售電代理關(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)。電力交易機(jī)構(gòu)應(yīng)加強(qiáng)信息核驗(yàn)、市場(chǎng)行為信用評(píng)價(jià)、履約保函和履約保險(xiǎn)管理，防范售電市場(chǎng)運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)。

新型經(jīng)營(yíng)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(yíng)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(yíng)主體和資源聚合類新型經(jīng)營(yíng)主體。其中，單一技術(shù)類新型經(jīng)營(yíng)主體主要包括儲(chǔ)能等；資源聚合類新型經(jīng)營(yíng)主體主要包括虛擬電廠（負(fù)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(zhǎng)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(guó)家發(fā)展改革委要求，市場(chǎng)化電力用戶2026年的年度（含多年期交易年度分解）、月度中長(zhǎng)期合同簽約電量應(yīng)不低于本年度預(yù)計(jì)用網(wǎng)電量的80%，燃煤發(fā)電企業(yè)中長(zhǎng)期合同簽約電量不低于同類型機(jī)組年度預(yù)計(jì)上網(wǎng)電量的80%，新能源場(chǎng)站中長(zhǎng)期合同簽約電量不低于本年度預(yù)計(jì)上網(wǎng)電量或本年度申報(bào)發(fā)電能力（二者取較大值）的80%。電力交易機(jī)構(gòu)應(yīng)做好動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)，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(chǎng)站及時(shí)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(yīng)按照電力交易機(jī)構(gòu)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(jī)構(gòu)備案后生效；多年期掛牌交易采用用戶側(cè)單邊掛牌模式開展，電力用戶（售電公司）在掛牌時(shí)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(dá)成多年期交易合同。

多年期交易應(yīng)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(shí)電量模式的，應(yīng)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(diǎn)）及價(jià)格曲線。未在規(guī)定時(shí)間內(nèi)形成電力曲線及價(jià)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(guān)方當(dāng)年各類中長(zhǎng)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(jià)格可以按年度進(jìn)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(duì)電力曲線及價(jià)格進(jìn)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(jìng)價(jià)交易、掛牌交易、撮合交易的順序組織。

（1）年度集中競(jìng)價(jià)交易

全部電力用戶及補(bǔ)貼新能源項(xiàng)目可參與年度集中競(jìng)價(jià)交易，采用用戶側(cè)單邊競(jìng)價(jià)、邊際出清模式開展，交易標(biāo)的物為每月96點(diǎn)電力。發(fā)電側(cè)應(yīng)申報(bào)本年度各月參與交易電量，交易機(jī)構(gòu)按照近三年各月市場(chǎng)化風(fēng)電、光伏平均上網(wǎng)電力曲線對(duì)發(fā)電側(cè)申報(bào)電量進(jìn)行分解，形成每月96點(diǎn)曲線并在技術(shù)支持系統(tǒng)進(jìn)行公布；電力用戶應(yīng)申報(bào)本年度各月參與交易電量及綜合價(jià)格（電能量?jī)r(jià)格與綠電環(huán)境價(jià)值之和），電力交易機(jī)構(gòu)按照近三年各月市場(chǎng)化電力用戶平均用網(wǎng)電力曲線對(duì)用戶側(cè)申報(bào)電量進(jìn)行分解，形成每月96點(diǎn)電力曲線并在技術(shù)支持系統(tǒng)進(jìn)行公布。

交易出清過程中，將發(fā)電側(cè)中標(biāo)電量按照東部、西部用戶全部中標(biāo)電量比例進(jìn)行拆分，按照申報(bào)時(shí)間順序分別與中標(biāo)的東部、西部用戶形成一一匹配關(guān)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(jià)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(jià)值執(zhí)行，電能量?jī)r(jià)格按照綜合價(jià)格減去環(huán)境價(jià)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(bǔ)貼新能源項(xiàng)目可參與年度掛牌交易，采用發(fā)電側(cè)單邊掛牌、用戶側(cè)摘牌模式開展，分兩場(chǎng)次組織，交易標(biāo)的物分別為全年或分月電量（全年或分月直線）、分月四小時(shí)電量（全月每日四小時(shí)直線）。用戶側(cè)參與標(biāo)的物為全年或分月電量掛牌交易電量不應(yīng)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(yùn)行變壓器容量與用戶側(cè)平均負(fù)荷率折算電量的45%執(zhí)行。發(fā)電側(cè)參與標(biāo)的物為全年或分月電量掛牌交易電量不應(yīng)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(jī)容量與同類型發(fā)電機(jī)組（場(chǎng)站）平均負(fù)荷率折算電量的60%執(zhí)行。各場(chǎng)次中，優(yōu)先開展集中掛牌交易，集中掛牌結(jié)束后開展連續(xù)掛牌交易。

發(fā)電側(cè)應(yīng)申報(bào)電量及分時(shí)電能量?jī)r(jià)格，進(jìn)行綠電電量掛牌的，還應(yīng)單獨(dú)申報(bào)環(huán)境價(jià)值。

交易出清后，按照中標(biāo)電量及標(biāo)的物時(shí)段均分生成等負(fù)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(yíng)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(dòng)撮合模式組織，交易標(biāo)的物為分月96點(diǎn)電力，發(fā)電側(cè)作為賣出方、用電側(cè)作為買入方。集中撮合階段，雙方同時(shí)申報(bào)每月各點(diǎn)電力及分時(shí)綜合價(jià)格（新能源發(fā)電申報(bào)價(jià)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(jià)值），按照綜合價(jià)格、申報(bào)時(shí)間進(jìn)行排序，邊際出清；滾動(dòng)撮合階段，雙方同時(shí)申報(bào)每月各點(diǎn)電力及分時(shí)綜合價(jià)格，依次按照綜合價(jià)格、申報(bào)時(shí)間為優(yōu)先級(jí)進(jìn)行高低匹配出清，各匹配對(duì)出清價(jià)格按照雙方報(bào)價(jià)的算術(shù)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(jià)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(jià)值執(zhí)行，電能量?jī)r(jià)格按照綜合價(jià)格減去環(huán)境價(jià)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(zhǎng)期合同簽約電量應(yīng)不低于上一年度上網(wǎng)電量的60%；新能源場(chǎng)站年度中長(zhǎng)期合同簽約電量應(yīng)不低于上一年度上網(wǎng)電量或本年度申報(bào)發(fā)電能力（二者扣減機(jī)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(zhǎng)期合同。電力交易機(jī)構(gòu)應(yīng)做好交易結(jié)果校核工作，對(duì)于年度簽約比例過高的經(jīng)營(yíng)主體簽約電量進(jìn)行核減。

如遇國(guó)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)成交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)。

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(jìng)價(jià)交易、掛牌交易、撮合交易的順序組織。

（1）月度集中競(jìng)價(jià)交易

全部電力用戶及補(bǔ)貼新能源項(xiàng)目可參與月度集中競(jìng)價(jià)交易，采用用戶側(cè)單邊競(jìng)價(jià)、邊際出清模式開展，交易標(biāo)的物為每日96點(diǎn)電力。發(fā)電側(cè)應(yīng)申報(bào)本月各日參與交易電量，電力用戶應(yīng)申報(bào)本月各日參與交易電量及綜合價(jià)格。電力交易機(jī)構(gòu)按照年度交易過程中公布對(duì)應(yīng)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(jìng)價(jià)申報(bào)曲線并向?qū)��?yīng)主體進(jìn)行展示。

交易出清過程中，將發(fā)電側(cè)中標(biāo)電量按照東部、西部用戶全部中標(biāo)電量比例進(jìn)行拆分，按照申報(bào)時(shí)間順序分別與中標(biāo)的東部、西部用戶形成一一匹配關(guān)系。交易出清后，環(huán)境價(jià)值按照當(dāng)月月度掛牌交易中綠電平均環(huán)境價(jià)值執(zhí)行，電能量?jī)r(jià)格按照綜合價(jià)格減去環(huán)境價(jià)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(bǔ)貼新能源項(xiàng)目可參與月度掛牌交易，采用發(fā)電側(cè)單邊掛牌、用戶側(cè)摘牌模式開展，交易標(biāo)的物為全月四小時(shí)電量或分日四小時(shí)電量（全月或分日四小時(shí)直線），2026年年內(nèi)并網(wǎng)且未參與2026年度交易的發(fā)電機(jī)組（場(chǎng)站）可按全月或分日電量（全月或分日直線）進(jìn)行掛牌，按全月或分日掛牌電量不超過同類型發(fā)電機(jī)組2025年平均上網(wǎng)小時(shí)數(shù)與自身裝機(jī)容量乘積的60%。優(yōu)先開展集中掛牌交易，集中掛牌結(jié)束后開展連續(xù)掛牌交易。

發(fā)電側(cè)應(yīng)申報(bào)電量及分時(shí)電能量?jī)r(jià)格。其中，進(jìn)行綠電電量掛牌的，還應(yīng)單獨(dú)申報(bào)環(huán)境價(jià)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(yíng)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(dòng)撮合模式組織，交易標(biāo)的物為當(dāng)月每日96點(diǎn)電力，發(fā)電側(cè)作為賣出方、用電側(cè)作為買入方。集中撮合階段，雙方同時(shí)申報(bào)每日各點(diǎn)電力及分時(shí)綜合價(jià)格（新能源發(fā)電申報(bào)價(jià)格不低于月度掛牌交易平均綠電環(huán)境價(jià)值），按照綜合價(jià)格、申報(bào)時(shí)間進(jìn)行排序，邊際出清；滾動(dòng)撮合階段，雙方同時(shí)申報(bào)每日各點(diǎn)電力及分時(shí)綜合價(jià)格，依次按照綜合價(jià)格、申報(bào)時(shí)間為優(yōu)先級(jí)進(jìn)行高低匹配出清，各匹配對(duì)出清價(jià)格按照雙方報(bào)價(jià)的算術(shù)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(jià)值按照當(dāng)月月度掛牌交易平均綠電環(huán)境價(jià)值執(zhí)行，電能量?jī)r(jià)格按照綜合價(jià)格減去環(huán)境價(jià)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(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%。連續(xù)2個(gè)月月度中長(zhǎng)期簽約率超出150%或近6個(gè)月內(nèi)有3個(gè)月中長(zhǎng)期簽約率超出150%的，基準(zhǔn)電量調(diào)整為近2個(gè)月平均用網(wǎng)電量，觸發(fā)上述條款后連續(xù)2個(gè)月簽約率低于105%的，可恢復(fù)基準(zhǔn)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(jī)構(gòu)提交超額申請(qǐng)，經(jīng)電力交易機(jī)構(gòu)審核后生效。超額申請(qǐng)電量應(yīng)符合實(shí)際生產(chǎn)需求，觸發(fā)簽約率過高限制條款的，申請(qǐng)調(diào)增電量不應(yīng)超過近30日（以技術(shù)支持系統(tǒng)采集電量為準(zhǔn)）最大日用網(wǎng)電量與當(dāng)月天數(shù)的乘積。提交超額申請(qǐng)的電力用戶在當(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。

4.月內(nèi)交易

月內(nèi)交易分為集中競(jìng)價(jià)交易、融合交易、發(fā)電側(cè)合同置換交易和合同回購交易。

（1）全部電力用戶及補(bǔ)貼新能源項(xiàng)目可參與月內(nèi)集中競(jìng)價(jià)交易，月內(nèi)集中競(jìng)價(jià)交易按工作日連續(xù)開展，采用用戶側(cè)單邊競(jìng)價(jià)、邊際出清模式。月內(nèi)集中競(jìng)價(jià)交易分三階段開展，交易標(biāo)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(diǎn)電力。

（2）全部電力用戶、燃煤發(fā)電企業(yè)和無補(bǔ)貼新能源項(xiàng)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(dòng)撮合模式組織。月內(nèi)融合交易分三階段開展，交易標(biāo)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(biāo)的物按照時(shí)段分別設(shè)置，其中，D+1日至D+4日交易標(biāo)的物為每日96點(diǎn)電力；D+5至本階段末標(biāo)的物為每日四小時(shí)電量。

月內(nèi)融合交易兼具月內(nèi)增量交易及用戶側(cè)合同電量轉(zhuǎn)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(bǔ)貼新能源項(xiàng)目?jī)H作為賣出方（增量）。開市時(shí)段內(nèi)，發(fā)電側(cè)申報(bào)增量賣出電量、綜合價(jià)格（新能源發(fā)電申報(bào)價(jià)格不低于月度掛牌交易平均綠電環(huán)境價(jià)值）；用戶側(cè)申報(bào)置換賣出電量、置換價(jià)格（通過選擇原始合約確定原始合約電能量?jī)r(jià)格及環(huán)境價(jià)值）或申報(bào)買入電量、等效價(jià)格（綜合價(jià)格+置換價(jià)格）。集中撮合階段，買賣雙方按照等效價(jià)格進(jìn)行排序，按照等效價(jià)格優(yōu)先、等效價(jià)格相同時(shí)綠電優(yōu)先、以上均相同時(shí)時(shí)間優(yōu)先原則進(jìn)行匹配，邊際出清；滾動(dòng)撮合階段，按照買賣雙方等效價(jià)格優(yōu)先、等效價(jià)格相同時(shí)綠電優(yōu)先、以上均相同時(shí)時(shí)間優(yōu)先原則進(jìn)行匹配，完成匹配的，增量交易撮合價(jià)格按照匹配雙方等效價(jià)格的算術(shù)平均值向下保留1位小數(shù)執(zhí)行，環(huán)境價(jià)值按月度掛牌交易平均綠電環(huán)境價(jià)值執(zhí)行、電能量?jī)r(jià)格為等效價(jià)格扣減環(huán)境價(jià)值執(zhí)行；置換交易撮合價(jià)格按照匹配雙方等效價(jià)格的算術(shù)平均值向下保留1位小數(shù)執(zhí)行，電能量?jī)r(jià)格、環(huán)境價(jià)值均按置換原始合同執(zhí)行，置換價(jià)格按照撮合價(jià)格扣減電能量?jī)r(jià)格及環(huán)境價(jià)值執(zhí)行。

同一交易場(chǎng)次的同一時(shí)段，電力用戶不可同時(shí)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(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)行賣出，不得收取置換費(fèi)用，撮合價(jià)格按照原始合同價(jià)格執(zhí)行。優(yōu)先成交電量?jī)H可在具有相同優(yōu)先成交資格的電力用戶間轉(zhuǎn)讓。

（3）全部發(fā)電企業(yè)可參與月內(nèi)發(fā)電側(cè)合同置換交易，月內(nèi)發(fā)電側(cè)合同置換交易按工作日連續(xù)開展，按照集中撮合+滾動(dòng)撮合模式組織，分三階段開展，交易標(biāo)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(biāo)的物按照時(shí)段分別設(shè)置，其中，D+1日至D+4日交易標(biāo)的物為每日96點(diǎn)電力；D+5至本階段末標(biāo)的物為每日四小時(shí)電量。

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)、補(bǔ)貼新能源項(xiàng)目、無補(bǔ)貼新能源項(xiàng)目分別組織開展。開市時(shí)段內(nèi)，賣出（置換出）方申報(bào)賣出電量、置換價(jià)格（通過選擇原始合約確定原始合約電能量?jī)r(jià)格及環(huán)境價(jià)值），買入（置換入）方申報(bào)買入電量、等效價(jià)格（電能量?jī)r(jià)格+環(huán)境價(jià)值+置換價(jià)格），撮合模式參照月內(nèi)融合交易。

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。同一交易場(chǎng)次的同一時(shí)段，發(fā)電企業(yè)不可同時(shí)買入和賣出電量，多年期交易電量不可賣出。

鼓勵(lì)燃煤發(fā)電機(jī)組加強(qiáng)設(shè)備治理，減少非計(jì)劃停運(yùn)次數(shù)和時(shí)間。發(fā)生非計(jì)劃停運(yùn)后，燃煤發(fā)電企業(yè)、電力調(diào)度機(jī)構(gòu)應(yīng)及時(shí)向電力交易機(jī)構(gòu)通報(bào)非計(jì)劃停運(yùn)情況，電力交易機(jī)構(gòu)根據(jù)機(jī)組非計(jì)劃停運(yùn)情況開展機(jī)組非計(jì)劃停運(yùn)期間合同置換交易。

燃煤發(fā)電機(jī)組非計(jì)劃停運(yùn)期間僅可對(duì)D+1日中長(zhǎng)期合約進(jìn)行賣出（遇有節(jié)假日、公休日的可延長(zhǎng)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(jì)劃停運(yùn)時(shí)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(jìn)行組織，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(zhǎng)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。回購費(fèi)用（額外支付給對(duì)方的費(fèi)用）由發(fā)起方承擔(dān)。燃煤發(fā)電機(jī)組非計(jì)劃停運(yùn)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(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)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(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。允許新能源發(fā)電企業(yè)按月或更短周期對(duì)發(fā)電能力做出調(diào)整。新能源發(fā)電場(chǎng)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4時(shí)至20時(shí)），參與交易標(biāo)的為全月、全日直線的年度、月度掛牌交易時(shí)可不受有效發(fā)電時(shí)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(chǎng)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(dāng)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(yù)測(cè)用電曲線確定，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。

2.水電、生物質(zhì)等未納入市場(chǎng)的發(fā)電機(jī)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(fēng)電項(xiàng)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(chǎng)化方式采購火電電量，交易價(jià)格參照代理工商業(yè)價(jià)格形成方式確定。

四、網(wǎng)對(duì)網(wǎng)跨區(qū)跨省市場(chǎng)交易省內(nèi)銜接

國(guó)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(zhǎng)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)、無補(bǔ)貼新能源項(xiàng)目分別組織。網(wǎng)對(duì)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(chǎng)站摘牌電量占全部掛牌電量比例不超過新能源發(fā)電場(chǎng)站申報(bào)發(fā)電能力占同類型新能源發(fā)電場(chǎng)合計(jì)申報(bào)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(guān)要求執(zhí)行。

跨省區(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2026年蒙西地區(qū)可再生能源消納責(zé)任權(quán)重要求。

五、新能源可持續(xù)發(fā)展價(jià)格結(jié)算機(jī)制電量

依據(jù)《深化蒙西電網(wǎng)新能源上網(wǎng)電價(jià)市場(chǎng)化改革實(shí)施方案》要求，電力交易機(jī)構(gòu)根據(jù)機(jī)制電量規(guī)模，按照全網(wǎng)新能源年度發(fā)電能力申報(bào)中各月電量占比分解到各月，考慮不同項(xiàng)目類型發(fā)電特性，按照風(fēng)電、太陽能兩種類型分別計(jì)算分解。

六、積極開展綠色電力交易

按照《國(guó)家發(fā)展改革委辦公廳、國(guó)家能源局綜合司關(guān)于內(nèi)蒙古電力市場(chǎng)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(zhǎng)期交易范疇，新能源發(fā)電企業(yè)全部區(qū)內(nèi)市場(chǎng)化電量參與，有關(guān)要求按照《內(nèi)蒙古電力多邊交易市場(chǎng)綠色電力交易實(shí)施細(xì)則（試行）》執(zhí)行。

七、鼓勵(lì)獨(dú)立儲(chǔ)能電站參與中長(zhǎng)期交易

完成市場(chǎng)注冊(cè)的獨(dú)立儲(chǔ)能電站可按照發(fā)電、用電單元分別參與電力中長(zhǎng)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(jié)算。電力調(diào)度機(jī)構(gòu)應(yīng)對(duì)獨(dú)立儲(chǔ)能電站的發(fā)電、用電中長(zhǎng)期合約進(jìn)行安全校核，并將校核通過后的中長(zhǎng)期合約曲線作為充、放電執(zhí)行曲線。

八、交易價(jià)格

經(jīng)營(yíng)主體參與電力中長(zhǎng)期交易申報(bào)價(jià)格單位統(tǒng)一為元/兆瓦時(shí)（元/千千瓦時(shí)），精確至小數(shù)點(diǎn)后1位。

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(chǎng)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(jìng)爭(zhēng)，交易價(jià)格暫不得為負(fù)。鼓勵(lì)電力用戶與燃煤發(fā)電企業(yè)簽訂隨市場(chǎng)供需、發(fā)電成本變化的靈活價(jià)格機(jī)制的中長(zhǎng)期合同，合同聯(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(jìng)爭(zhēng)，交易價(jià)格暫不得為負(fù)。電力用戶參與新能源（綠電）競(jìng)價(jià)交易各段申報(bào)綜合價(jià)格（電能量?jī)r(jià)格與環(huán)境價(jià)值之和，下同）不低于2025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(chǎng)申報(bào)價(jià)格上限。

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

九、中長(zhǎng)期合同偏差結(jié)算

中長(zhǎng)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、風(fēng)光制氫項(xiàng)目上網(wǎng)部分和購網(wǎng)部分、源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體化項(xiàng)目電力用戶及網(wǎng)對(duì)網(wǎng)跨省區(qū)交易用戶暫不參與中長(zhǎng)期合同偏差結(jié)算。

（一）年度合約偏差結(jié)算

年度中長(zhǎng)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）減去本年度機(jī)制電量]。

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2026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(zhǎng)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(jìng)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(jìng)價(jià)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(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)?br />
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(yíng)主體參與電力市場(chǎng)，積極推動(dòng)儲(chǔ)能和可調(diào)節(jié)負(fù)荷等單一技術(shù)類新型經(jīng)營(yíng)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(chǎng)化項(xiàng)目等資源聚合類新型經(jīng)營(yíng)主體平等參與電力市場(chǎng)交易，支持新型經(jīng)營(yíng)主體創(chuàng)新發(fā)展。

（二）按照項(xiàng)目?jī)r(jià)格批復(fù)等文件，根據(jù)《財(cái)政部 國(guó)家發(fā)展改革委 國(guó)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(guó)家有特殊規(guī)定，按相關(guān)要求執(zhí)行。

（三）電網(wǎng)企業(yè)和交易機(jī)構(gòu)應(yīng)在滿足蒙西地區(qū)可再生能源消納責(zé)任權(quán)重、綠色電力消費(fèi)比例等要求的基礎(chǔ)上，推動(dòng)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(jìn)新能源消納。

（四）交易機(jī)構(gòu)要做好用戶行業(yè)分類，用戶側(cè)行業(yè)按照高耗能、一般行業(yè)等相近行業(yè)進(jìn)行合并分類。

（五）交易機(jī)構(gòu)要進(jìn)一步強(qiáng)化風(fēng)險(xiǎn)識(shí)別，探索建立市場(chǎng)經(jīng)營(yíng)主體結(jié)算風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估體系，及時(shí)研判經(jīng)營(yíng)主體參與市場(chǎng)風(fēng)險(xiǎn)，加強(qiáng)用戶側(cè)交易行為監(jiān)測(cè)（特別是集中競(jìng)價(jià)交易），做好風(fēng)險(xiǎn)識(shí)別、上報(bào)及應(yīng)急處置工作。

（六）交易機(jī)構(gòu)要進(jìn)一步引導(dǎo)經(jīng)營(yíng)主體合理簽訂中長(zhǎng)期合約，鼓勵(lì)東西部用戶簽訂體現(xiàn)現(xiàn)貨價(jià)格的中長(zhǎng)期合同，在組織集中交易過程中應(yīng)明確標(biāo)注用戶所在分區(qū)。交易機(jī)構(gòu)要抓緊開展輸電權(quán)研究，加快制定相關(guān)市場(chǎng)機(jī)制，密切關(guān)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(shí)完善相關(guān)機(jī)制。在開展阻塞盈余費(fèi)用分享時(shí)，考慮曲線合理度因素，按照經(jīng)營(yíng)主體全月曲線合理度對(duì)返還阻塞盈余費(fèi)用時(shí)的電量比例進(jìn)行修正。

（七）優(yōu)化需求側(cè)響應(yīng)交易，當(dāng)月已列入緊急需求側(cè)響應(yīng)執(zhí)行庫的交易單元仍可參與日前需求側(cè)響應(yīng)交易申報(bào)，中標(biāo)后次日不再作為緊急需求側(cè)響應(yīng)資源被調(diào)用，按照日前需求側(cè)響應(yīng)中標(biāo)單元進(jìn)行評(píng)估和結(jié)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(chǎng)化新能源項(xiàng)目和獨(dú)立儲(chǔ)能參與，逐步擴(kuò)展至虛擬電廠、可中斷負(fù)荷等各類新型主體，激勵(lì)更多調(diào)節(jié)資源投資運(yùn)營(yíng)，從而提高區(qū)內(nèi)新能源消納能力。

（九）推動(dòng)容量市場(chǎng)建設(shè)，建立市場(chǎng)化的容量定價(jià)機(jī)制，進(jìn)一步理順價(jià)格形成，保障電力市場(chǎng)可靠性容量的充裕性；探索輸電權(quán)交易機(jī)制，形成對(duì)阻塞費(fèi)用的市場(chǎng)化疏導(dǎo)。

（十）交易機(jī)構(gòu)應(yīng)進(jìn)一步規(guī)范市場(chǎng)主體賬號(hào)管理。加強(qiáng)各類交易賬號(hào)認(rèn)證管理，實(shí)現(xiàn)交易行為可追溯性，適時(shí)建立集中報(bào)價(jià)管理機(jī)制和交易賬號(hào)風(fēng)險(xiǎn)監(jiān)控機(jī)制，對(duì)交易賬號(hào)異常行為進(jìn)行預(yù)警和處置，防范市場(chǎng)操縱和違規(guī)交易風(fēng)險(xiǎn)。

（十一）市場(chǎng)主體應(yīng)規(guī)范使用交易系統(tǒng)，嚴(yán)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(dòng)化的方法使用系統(tǒng)或相關(guān)數(shù)據(jù)。交易機(jī)構(gòu)應(yīng)加強(qiáng)違規(guī)使用系統(tǒng)監(jiān)測(cè)，對(duì)造成嚴(yán)重后果的違規(guī)行為應(yīng)及時(shí)上報(bào)和處罰，確保交易公平公正和數(shù)據(jù)安全。

（十二）交易機(jī)構(gòu)應(yīng)常態(tài)開展電力市場(chǎng)主體信用評(píng)價(jià)工作，持續(xù)優(yōu)化完善信用評(píng)價(jià)指標(biāo)體系，推動(dòng)評(píng)價(jià)結(jié)果與售電公司履約保函額度聯(lián)動(dòng)等拓展應(yīng)用。

（十三）交易機(jī)構(gòu)應(yīng)開展交易員培訓(xùn)、考核，交易員需完成相應(yīng)學(xué)習(xí)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(shí)操能力與合規(guī)意識(shí)。

本方案自2026年交易組織實(shí)施起開始執(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)。