蒙東地區(qū)2022年常規(guī)光伏優(yōu)先發(fā)電計劃小時數(shù)600小時

近日，內蒙古自治區(qū)工業(yè)和信息化廳發(fā)布《關于做好2022年內蒙古東部電力市場中長期交易有關事宜的通知》，根據(jù)通知，2022年初步安排常規(guī)風電“保量保價”優(yōu)先發(fā)電計劃小時數(shù)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(yōu)先發(fā)電計劃小時數(shù)，按照蒙東地區(qū)燃煤基準價結算；除上述電量外風電項目所發(fā)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(shù)520小時，按照相應市場規(guī)則和要求形成交易價格。

初步安排常規(guī)光伏“保量保價”優(yōu)先發(fā)電計劃小時數(shù)600小時，按照蒙東地區(qū)燃煤基準價結算；除上述電量外光伏發(fā)電項目所發(fā)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(shù)420小時，按照相應市場規(guī)則和要求形成交易價格。

以下為原文：

關于做好2022年內蒙古東部電力市場中長期交易有關事宜的通知

國家電網(wǎng)有限公司東北分部、國網(wǎng)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(fā)電企業(yè)、售電公司、電力用戶：

為貫徹落實《國家發(fā)展改革委關于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》（發(fā)改價格〔2021〕1439號）、《國家發(fā)展改革委辦公廳關于組織開展電網(wǎng)企業(yè)代理購電工作有關事項的通知》（發(fā)改辦價格〔2021〕809 號）、《國家發(fā)展改革委 國家能源局關于印發(fā)<售電公司管理辦法>》（發(fā)改體改規(guī)〔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(fā)揮電力市場對穩(wěn)定經(jīng)濟增長、調整產(chǎn)業(yè)結構的作用，現(xiàn)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(guī)模

落實國家放開發(fā)用電計劃和推動工商業(yè)用戶全部進入市場的有關文件精神，考慮2022年蒙東電網(wǎng)全社會用電量的增速，2022年蒙東電網(wǎng)區(qū)內電力市場交易電量規(guī)模約279億千瓦時，其中包含預計電網(wǎng)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(fā)電企業(yè)

符合電力市場準入要求的蒙東電網(wǎng)現(xiàn)役燃煤機組及風電、光伏發(fā)電場站。《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）文件印發(fā)前投產(chǎn)的無補貼新能源發(fā)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(jù)國家和自治區(qū)要求適時進入電力市場。

2.電力用戶

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，10千伏及以上工商業(yè)用戶原則上要直接參與市場交易（直接向發(fā)電企業(yè)或售電公司購電），暫無法直接參與市場交易的可由電網(wǎng)企業(yè)代理購電；鼓勵其他工商業(yè)用戶直接參與市場交易，未直接參與市場交易的由電網(wǎng)企業(yè)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(wǎng)企業(yè)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(fā)展改革委 國家能源局關于印 發(fā)<售電公司管理辦法>的通知》（發(fā)改體改規(guī)〔2021〕1595 號）文件執(zhí)行，在交易平臺注冊，并按規(guī)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(jù)年度交易電量規(guī)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(qū)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(xié)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(fā)電項目優(yōu)先發(fā)電計劃安排

2022年，初步安排常規(guī)風電“保量保價”優(yōu)先發(fā)電計劃小時數(shù)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(yōu)先發(fā)電計劃小時數(shù)，按照蒙東地區(qū)燃煤基準價結算；除上述電量外風電項目所發(fā)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(shù)520小時，按照相應市場規(guī)則和要求形成交易價格。

初步安排常規(guī)光伏“保量保價”優(yōu)先發(fā)電計劃小時數(shù)600小時，按照蒙東地區(qū)燃煤基準價結算；除上述電量外光伏發(fā)電項目所發(fā)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(shù)420小時，按照相應市場規(guī)則和要求形成交易價格。

四、區(qū)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(xié)商為主，月度及月內交易根據(jù)市場需求可采用雙邊協(xié)商、掛牌、集中競價等方式組織。

（一）年度交易

蒙東電網(wǎng)所有工商業(yè)用戶均應參加2022年年度交易，根據(jù)國家發(fā)改委要求，年度交易申報電量不得低于前三年平均用網(wǎng)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(wǎng)電量平均值之和的80%。年度交易主要采用雙邊協(xié)商方式組織，采用峰谷平時段交易申報模式，參與批發(fā)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(qū)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?jīng)]有確認新的交易價格，則按照上一次確認的價格執(zhí)行。如遇國家、自治區(qū)政策調整，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(fā)用戶、電網(wǎng)公司代理工商業(yè)購電部分以及已參與年度交易但仍有購電需求的批發(fā)用戶均可以參與月度交易。

月度交易根據(jù)市場需求采用雙邊協(xié)商、掛牌、集中競價等方式組織。雙邊協(xié)商申報方式參照年度交易執(zhí)行。參與集中競價交易的批發(fā)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(fā)用戶分時用電曲線形成分時合同。自治區(qū)明確的高耗能行業(yè)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(xié)商、掛牌等交易模式按照用戶、發(fā)電企業(yè)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(fā)電側合同電量轉讓和用電側合同電量轉讓。發(fā)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(qū)重點戰(zhàn)略產(chǎn)業(yè)綠色發(fā)展，《自治區(qū)發(fā)展改革委 工信廳關于調整部分行業(yè)電價政策和電力市場交易政策的通知》和《關于保障電力穩(wěn)定供應的若干政策措施》明確支持的相關行業(yè)電力用戶不設上限；電網(wǎng)公司代理工商業(yè)購電不區(qū)分用電行業(yè)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(wǎng)內火電企業(yè)共同參與區(qū)內市場化交易。新能源交易優(yōu)先開展協(xié)商交易，協(xié)商未成交電量可參與掛牌交易。

探索開展網(wǎng)內新能源與企業(yè)自備電廠自發(fā)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(wǎng)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(yōu)先參與替代交易。

（六）分時交易

1.時段及價格

參與區(qū)內用電企業(yè)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(qū)發(fā)展和改革委員會關于蒙東電網(wǎng)試運行分時電價政策有關事項的通知》（內發(fā)改價費字〔2021〕1129號）中相關要求執(zhí)行。

2.形成合同電力曲線

協(xié)商交易由交易雙方協(xié)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(yè)申報總曲線及發(fā)電企業(yè)出清電量等比例形成合同電力曲線。合同轉讓時，根據(jù)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(wǎng)公司代理購電交易

年度交易：電網(wǎng)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(fā)用戶簽訂年度雙邊協(xié)商合同（不含高耗能用戶合同）的加權平均價格執(zhí)行，未成交電量按照市場化機組（區(qū)分新能源、火電）剩余交易空間等比例分攤。

月度交易：電網(wǎng)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(fā)用戶簽訂月度雙邊協(xié)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(zhí)行，未成交電量按照市場化機組（區(qū)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(fā)電企業(yè)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(zhí)行峰谷分時上網(wǎng)電價。批發(fā)用戶中長期合同按照《關于蒙東電網(wǎng)試行分時電價政策有關事項的通知》（內發(fā)改價費字〔2021〕1129號）文件執(zhí)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(yōu)化結算次序，應確保居民農(nóng)業(yè)等優(yōu)購電量及與優(yōu)購匹配的優(yōu)發(fā)電量（含外來電）優(yōu)先結算。其次結算電網(wǎng)公司代理的工商業(yè)用戶和直接參與市場的工商業(yè)用戶電量、以及與其對應的發(fā)電側電量。

（三）建立合同偏差電量結算機制，將發(fā)用電雙方結算出現(xiàn)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(wǎng)內火電相關政策執(zhí)行，差額資金單獨記賬并進行分配。

超合同發(fā)用電量按照以下原則結算：火電企業(yè)按照當年蒙東地區(qū)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(qū)火電平均交易價格的1.2倍結算；新能源企業(yè)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(zhí)行代理購電價格機制后電網(wǎng)企業(yè)為保障居民、農(nóng)業(yè)用電價格穩(wěn)定產(chǎn)生的新增損益）=1.2（1.1）×蒙東地區(qū)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(qū)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(fā)用電量按以下原則結算：發(fā)電企業(yè)因自身原因未完成交易合同發(fā)電的，偏差在5%以內的少發(fā)電量，免于支付偏差電量費用；偏差超過5%的少發(fā)電量，火電企業(yè)按照蒙東地區(qū)燃煤機組基準價的10%支付偏差結算費用，新能源企業(yè)按照前3年區(qū)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(qū)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(qū)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(qū)內交易電量的份額，由交易機構根據(jù)電廠應承擔區(qū)內交易電量的1.1倍將剩余部分匹配至各發(fā)電企業(yè)，同時相應核減其“保量保價”優(yōu)先發(fā)電電量。新能源場站應承擔區(qū)內交易電量按照該場站超保量保價電量占蒙東地區(qū)市場內新能源企業(yè)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(wǎng)代理工商業(yè)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(qū)電力中長期交易規(guī)則》、補充規(guī)則及相關要求執(zhí)行。

（二）受到國家及地方政策影響，網(wǎng)內優(yōu)先發(fā)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(wǎng)內常規(guī)風電與火電企業(yè)通過開展發(fā)電權交易等方式轉讓區(qū)內市場化交易電量，滿足網(wǎng)內電量平衡需求。網(wǎng)內常規(guī)風電應承擔電量按照裝機容量分配。

（三）繼續(xù)推動蒙東地區(qū)用能電氣化，可根據(jù)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(wǎng)公司、電力交易機構繼續(xù)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(zhí)行等帶曲線交易所需技術條件，同時進行模擬調度校核、執(zhí)行和結算工作研究，做好中長期與現(xiàn)貨市場有效銜接。

（五）加快推進完善電力用戶用電數(shù)據(jù)查詢功能相關工作。電網(wǎng)企業(yè)要加快推進計量表計、數(shù)據(jù)傳輸系統(tǒng)等相關設施改造升級，實現(xiàn)市場用戶計量裝置“應改盡改”，完善用戶側分時段用電數(shù)據(jù)查詢服務，做好電網(wǎng)營銷信息系統(tǒng)與交易平臺數(shù)據(jù)貫通，實現(xiàn)用戶歷史信息通過交易平臺查詢。

（六）加快推進發(fā)電企業(yè)上網(wǎng)電量計量采集改造工作。電網(wǎng)企業(yè)要加快推進發(fā)電上網(wǎng)電量計量采集、數(shù)據(jù)傳輸系統(tǒng)等相關設施改造升級，為發(fā)電側中長期合同分時段簽約、執(zhí)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(qū)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(xiàn)。

（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(jīng)營能力、財務狀況、信用記錄、市場行為等方面，建立全面規(guī)范的市場主體信用檔案，定期發(fā)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(xù)參加電力市場交易并承擔相應責任。

（十）電網(wǎng)公司、電力交易機構要為電力交易平臺持續(xù)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(chǎn)系統(tǒng)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(guī)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(qū)政策重大調整，按照相關文件要求執(zhí)行。

2021年12月24日