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《通知》指出，《中共中央國務(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）文件印發(fā)前投產(chǎn)的無補(bǔ)貼新能源發(fā)電項(xiàng)目、分散式風(fēng)電項(xiàng)目、分布式光伏和扶貧光伏項(xiàng)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(shí)進(jìn)入電力市場。
初步安排常規(guī)光伏保量保價(jià)優(yōu)先發(fā)電計(jì)劃小時(shí)數(shù)900小時(shí)，領(lǐng)跑者項(xiàng)目1500小時(shí)，按照蒙西地區(qū)燃煤基準(zhǔn)價(jià)結(jié)算；競價(jià)價(jià)格低于蒙西地區(qū)燃煤基準(zhǔn)價(jià)的光伏發(fā)電項(xiàng)目，1500小時(shí)以內(nèi)電量按照競價(jià)價(jià)格結(jié)算；除上述電量外光伏發(fā)電項(xiàng)目所發(fā)電量均參與電力市場。保量保價(jià)優(yōu)先發(fā)電計(jì)劃年內(nèi)根據(jù)居民、農(nóng)業(yè)實(shí)際用電和市場交易情況可適時(shí)進(jìn)行調(diào)整。競價(jià)價(jià)格低于蒙西地區(qū)燃煤基準(zhǔn)價(jià)的新能源發(fā)電項(xiàng)目，按照競價(jià)價(jià)格結(jié)算的電量優(yōu)先保障居民、農(nóng)業(yè)用電，剩余部分作為電網(wǎng)企業(yè)代理工商業(yè)用戶購電電量來源。
優(yōu)先開展新能源存量補(bǔ)貼項(xiàng)目電量集中競價(jià)交易，由一般行業(yè)用戶、高耗能行業(yè)用戶、校核后發(fā)電能力超出1500小時(shí)以上的風(fēng)電場、校核后發(fā)電能力超出1200小時(shí)以上的光伏電站參與，交易電量為上述新能源場站超出1500小時(shí)及1200小時(shí)以上發(fā)電能力對應(yīng)發(fā)電量，采用用戶側(cè)單邊競價(jià)、邊際出清模式開展，即發(fā)電企業(yè)報(bào)量不報(bào)價(jià)，作為出清價(jià)格接受者，用電側(cè)按照申報(bào)價(jià)格由高到低排序直至達(dá)到發(fā)電側(cè)申報(bào)電量，以最后一個(gè)電力用戶報(bào)價(jià)作為出清價(jià)格進(jìn)行市場出清，用戶申報(bào)價(jià)格不得低于上一年度新能源交易平均價(jià)格。
新能源存量補(bǔ)貼項(xiàng)目低于上述小時(shí)數(shù)的剩余發(fā)電空間及平價(jià)（低價(jià)）項(xiàng)目可參與協(xié)商交易，協(xié)商未成交的電量可參與掛牌交易。電量掛牌交易按照用電企業(yè)掛牌，發(fā)電企業(yè)摘牌的模式開展。新能源電能量交易結(jié)束后，仍有發(fā)電能力空間的新能源企業(yè)按照剩余發(fā)電空間及用戶需求（新能源協(xié)商、掛牌交易未成交電量）等比例成交，發(fā)電側(cè)交易價(jià)格按照蒙西地區(qū)燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)下浮10%執(zhí)行，用戶側(cè)交易價(jià)格按照蒙西地區(qū)燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)上浮10%執(zhí)行，差額費(fèi)用處理辦法另行制定。
年內(nèi)注冊、變更新能源交易上限的電力用戶可在履行完相關(guān)手續(xù)后下一季度參與存量補(bǔ)貼項(xiàng)目集中競價(jià)增量電量交易。電力用戶參與新能源電能量交易的規(guī)模由交易機(jī)構(gòu)根據(jù)相關(guān)要求和新能源申報(bào)發(fā)電能力、預(yù)計(jì)發(fā)電情況等按月公布，電力用戶可通過參與綠電交易、綠證交易等方式進(jìn)一步提高新能源消納比例，具體交易辦法另行制定。
原文如下：
關(guān)于做好2022年內(nèi)蒙古電力多邊交易市場中長期交易有關(guān)事宜的通知
內(nèi)蒙古電力（集團(tuán)）有限責(zé)任公司，內(nèi)蒙古電力交易中心有限責(zé)任公司，各有關(guān)發(fā)電企業(yè)、售電公司、電力用戶：
為貫徹落實(shí)《國家發(fā)展改革委關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)市場化改革的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2021〕1439號）、《國家發(fā)展改革委辦公廳關(guān)于組織開展電網(wǎng)企業(yè)代理購電工作有關(guān)事項(xiàng)的通知》（發(fā)改辦價(jià)格〔2021〕809號）、《國家發(fā)展改革委國家能源局關(guān)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(guān)文件精神，加快構(gòu)建以新能源為主體的新型電力多邊交易市場，切實(shí)做好2022年內(nèi)蒙古電力多邊交易工作，確保電力市場有序推進(jìn)，充分發(fā)揮電力市場對穩(wěn)定經(jīng)濟(jì)增長、調(diào)整產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)的作用，現(xiàn)將2022年內(nèi)蒙古電力多邊交易市場中長期交易關(guān)事宜通如下：
一、交易規(guī)模
落實(shí)國家放開發(fā)用電計(jì)劃和推動工商業(yè)用戶全部進(jìn)入市場的有關(guān)文件精神，考慮2022年蒙西電網(wǎng)全社會用電量的增速，2022年蒙西電網(wǎng)區(qū)內(nèi)電力市場交易電量規(guī)模約2000億千瓦時(shí)，其中包含一般工商業(yè)用戶新入市電量360億。
二、有序擴(kuò)大市場交易范圍
（一）拓展市場主體范圍
發(fā)電企業(yè)：符合電力市場準(zhǔn)入要求的蒙西電網(wǎng)現(xiàn)役燃煤機(jī)組及風(fēng)電、光伏發(fā)電場站。地調(diào)公用燃煤機(jī)組應(yīng)滿足電網(wǎng)調(diào)度與計(jì)量條件，滿足條件的地調(diào)公用燃煤機(jī)組，可直接參與交易；不滿足條件的地調(diào)燃煤機(jī)組作為電網(wǎng)公司代理工商業(yè)電源，發(fā)電量按照電網(wǎng)公司代理工商業(yè)價(jià)格執(zhí)行?！吨泄仓醒雵鴦?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）文件印發(fā)前投產(chǎn)的無補(bǔ)貼新能源發(fā)電項(xiàng)目、分散式風(fēng)電項(xiàng)目、分布式光伏和扶貧光伏項(xiàng)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(shí)進(jìn)入電力市場。
電力用戶：除居民（含執(zhí)行居民電價(jià)的學(xué)校、社會福利機(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。不需要分別參與交易的用電企業(yè)，生產(chǎn)用電及配套輔助生產(chǎn)、辦公等用電統(tǒng)一參與交易；同一企業(yè)擁有需要分別參與不同交易的多個(gè)用電類別（包括高耗能企業(yè)的非生產(chǎn)用電），若能夠按照戶號為單元單獨(dú)計(jì)量，可按照不同行業(yè)分別參與市場交易，鼓勵產(chǎn)品涉及多個(gè)行業(yè)但無法單獨(dú)分戶計(jì)量的企業(yè)按照用電類別開展計(jì)量改造。
售電公司：按照《國家發(fā)展改革委國家能源局關(guān)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(xiǎn)等履約保障。參與2022年年度交易的售電公司，應(yīng)根據(jù)年度交易電量規(guī)模在交易開展前向交易機(jī)構(gòu)補(bǔ)充提交足額繳納履約保函或履約保險(xiǎn)的承諾書，內(nèi)蒙古自治區(qū)售電公司履約保函、履約保險(xiǎn)相關(guān)要求出臺后，于1個(gè)月內(nèi)按照相關(guān)要求補(bǔ)交履約保函或履約保險(xiǎn)。
鼓勵用電量較小、獨(dú)立參與市場困難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(dǎo)致的交易風(fēng)險(xiǎn)。
（二）簡化用戶進(jìn)入市場流程
取消用戶產(chǎn)業(yè)政策、立項(xiàng)、安全、環(huán)保、能效等入市要求，10千伏及以上工商業(yè)用戶可通過注冊、備案、公示等機(jī)制進(jìn)入電力市場參與直接交易。
蒙西地區(qū)全部煤炭用電企業(yè)（含煤炭生產(chǎn)以及洗選）全部納入電力市場，未主動注冊的煤炭企業(yè)可由電力市場主管部門經(jīng)公示后進(jìn)入市場。已經(jīng)明確暫停交易的煤炭企業(yè)用電量按要求參與其他電力交易。已按要求辦理停產(chǎn)手續(xù)的煤炭企業(yè)需在每月10日前向交易機(jī)構(gòu)提交停產(chǎn)手續(xù)和調(diào)整交易類別的申請，經(jīng)交易機(jī)構(gòu)確認(rèn)后不再執(zhí)行“基準(zhǔn)交易價(jià)+浮動交易價(jià)”市場機(jī)制，其用電量按要求參與其他電力交易。
三、保量保價(jià)優(yōu)先發(fā)電電量合同
（一）合同簽訂
保量保價(jià)優(yōu)先發(fā)電量合同視為發(fā)電企業(yè)與電網(wǎng)公司簽訂的中長期交易合同，按照中長期交易合同執(zhí)行合同轉(zhuǎn)讓及結(jié)算。保量保價(jià)優(yōu)先發(fā)電電量根據(jù)自治區(qū)優(yōu)先發(fā)電計(jì)劃安排，由交易中心組織電網(wǎng)公司與相關(guān)發(fā)電企業(yè)簽訂合同。保量保價(jià)優(yōu)先發(fā)電電量合同以年度為周期簽訂，根據(jù)優(yōu)先發(fā)電安排確定合同電量及電廠簽訂范圍。交易機(jī)構(gòu)根據(jù)每月電量采購規(guī)模及典型負(fù)荷曲線，在區(qū)內(nèi)直接交易開市前，發(fā)布相關(guān)發(fā)電企業(yè)保量保價(jià)優(yōu)先發(fā)電電量合同月分解電量、電力曲線。電網(wǎng)公司根據(jù)每月電量采購規(guī)模及典型負(fù)荷曲線，在區(qū)內(nèi)直接交易開市前，向交易機(jī)構(gòu)提供相關(guān)發(fā)電企業(yè)保量保價(jià)優(yōu)先發(fā)電電量合同月分解電量、電力曲線，并由交易機(jī)構(gòu)向發(fā)電企業(yè)公布。
（二）參與電力市場的新能源發(fā)電項(xiàng)目優(yōu)先發(fā)電計(jì)劃安排
2022年，初步安排常規(guī)風(fēng)電保量保價(jià)優(yōu)先發(fā)電計(jì)劃小時(shí)數(shù)1100小時(shí)、特許權(quán)項(xiàng)目2000小時(shí)，按照蒙西地區(qū)燃煤基準(zhǔn)價(jià)結(jié)算；競價(jià)價(jià)格低于蒙西地區(qū)燃煤基準(zhǔn)價(jià)的風(fēng)電項(xiàng)目，2000小時(shí)以內(nèi)電量按照競價(jià)價(jià)格結(jié)算；除上述電量外風(fēng)電項(xiàng)目所發(fā)電量均參與電力市場。初步安排常規(guī)光伏保量保價(jià)優(yōu)先發(fā)電計(jì)劃小時(shí)數(shù)900小時(shí)，領(lǐng)跑者項(xiàng)目1500小時(shí)，按照蒙西地區(qū)燃煤基準(zhǔn)價(jià)結(jié)算；競價(jià)價(jià)格低于蒙西地區(qū)燃煤基準(zhǔn)價(jià)的光伏發(fā)電項(xiàng)目，1500小時(shí)以內(nèi)電量按照競價(jià)價(jià)格結(jié)算；除上述電量外光伏發(fā)電項(xiàng)目所發(fā)電量均參與電力市場。保量保價(jià)優(yōu)先發(fā)電計(jì)劃年內(nèi)根據(jù)居民、農(nóng)業(yè)實(shí)際用電和市場交易情況可適時(shí)進(jìn)行調(diào)整。競價(jià)價(jià)格低于蒙西地區(qū)燃煤基準(zhǔn)價(jià)的新能源發(fā)電項(xiàng)目，按照競價(jià)價(jià)格結(jié)算的電量優(yōu)先保障居民、農(nóng)業(yè)用電，剩余部分作為電網(wǎng)企業(yè)代理工商業(yè)用戶購電電量來源。
四、區(qū)內(nèi)直接電力交易
（一）用戶分類
區(qū)內(nèi)用電企業(yè)直接交易按照用戶行業(yè)分為一般行業(yè)用戶、高耗能行業(yè)用戶、煤炭用戶，各類別電力用戶可按照交易周期分別組織開展交易。
（二）年度交易
蒙西電網(wǎng)高耗能行業(yè)用戶（包括被售電公司代理的用戶）全部參加2022年年度交易，售電公司可以參與年度交易。高耗能行業(yè)用戶和參加年度交易的售電公司在開展年度交易前向交易機(jī)構(gòu)申報(bào)全年預(yù)計(jì)用電量（代理電量），高耗能電力用戶年度交易電量不得低于前三年平均用網(wǎng)電量的80%，售電公司年度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70%，并力爭通過后續(xù)月度合同簽訂保障中長期合同簽約電量不低于用前三年用電量平均值的90%-95%。若高耗能行業(yè)用戶2022年全年交易電量無法達(dá)到上述電量比例要求，按照其全年預(yù)計(jì)用電量參與年度交易。年度交易優(yōu)先開展協(xié)商交易，協(xié)商交易結(jié)束后，未成交電量以及未參與協(xié)商交易的電力用戶均可以參加掛牌交易。掛牌交易按照用電側(cè)掛牌，發(fā)電側(cè)摘牌的模式開展。
考慮2021年電力市場價(jià)格波動較大，鼓勵市場主體在簽訂2022年年度中長期交易合同時(shí)首先約定初始價(jià)格（1月份交易價(jià)格），綜合煤炭價(jià)格水平、用戶產(chǎn)品價(jià)格水平等因素，采用“初始價(jià)格+浮動價(jià)格”的聯(lián)動模式，分月價(jià)格由合同雙方按月申報(bào)確認(rèn)，并可根據(jù)國家發(fā)布的相關(guān)合同范本進(jìn)行調(diào)整，若當(dāng)月合同雙方?jīng)]有確認(rèn)新的交易價(jià)格，則按照上一次確認(rèn)的價(jià)格執(zhí)行。發(fā)用雙方達(dá)成固定交易價(jià)格或聯(lián)動交易模式確有困難的，2022年年度交易合同可暫僅約定合同電量及電力曲線，但需要在合同中明確分月合同價(jià)格形成機(jī)制，合同結(jié)算時(shí)雙方仍未達(dá)成合同價(jià)格的，用戶按照當(dāng)月同類型用戶平均成交電價(jià)的1.1倍結(jié)算，發(fā)電企業(yè)按照當(dāng)月同類型發(fā)電企業(yè)平均成交電價(jià)的0.9倍結(jié)算。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(guān)文件要求進(jìn)行調(diào)整。
（三）月度交易
蒙西電網(wǎng)所有工商業(yè)用戶均可參加2022年分月開展的月度交易，高耗能用戶月度交易電量上限為年度交易月分解電量的30%；參與年度交易的售電公司月度交易電量上限為年度交易月分解電量的50%；年內(nèi)注冊的高耗能用戶可全電量參與月度交易。未參與年度交易或年度交易未成交的高耗能行業(yè)用戶僅可參與月度集中競價(jià)交易；2022年全年用電量無法達(dá)到年度交易電量比例要求的電力用戶，超出提交至交易機(jī)構(gòu)的全年預(yù)計(jì)用電量5%以上電量全部參加月度集中競價(jià)交易。
月度交易優(yōu)先開展協(xié)商交易，協(xié)商交易結(jié)束后，未成交電量以及未參與協(xié)商交易的電力用戶可以參與掛牌交易。掛牌交易按照用電側(cè)掛牌、發(fā)電側(cè)摘牌模式開展。掛牌交易結(jié)束后，未成交電量可參加集中競價(jià)交易，集中競價(jià)交易按照峰平谷時(shí)段分別組織開展，各時(shí)段限價(jià)按“分時(shí)基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動”設(shè)置，平段基準(zhǔn)價(jià)為蒙西地區(qū)燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)（煤炭行業(yè)交易平段基準(zhǔn)價(jià)為指導(dǎo)價(jià)格），其他時(shí)段基準(zhǔn)價(jià)浮動比例應(yīng)滿足相關(guān)文件要求。集中競價(jià)采用發(fā)電側(cè)單邊競價(jià)交易模式，即用電企業(yè)報(bào)量不報(bào)價(jià)，作為出清價(jià)格接受者，發(fā)電側(cè)按照申報(bào)價(jià)格由低到高排序直至滿足用電需求，以最后一臺中標(biāo)機(jī)組報(bào)價(jià)作為出清價(jià)格進(jìn)行市場出清。
（四）月內(nèi)交易
市場初期，以旬為周期（每月10日、20日，遇節(jié)假日順延）組織開展增量電量及合同轉(zhuǎn)讓交易。增量電量交易按照集中競價(jià)模式開展，交易上限為月度成交電量的5%，首次參與直接交易或調(diào)整交易類別的電力用戶不設(shè)交易上限。合同轉(zhuǎn)讓交易可通過協(xié)商、掛牌等交易模式，針對未執(zhí)行合同電量按照用戶、發(fā)電企業(yè)分別組織開展。
（五）新能源電能量交易
1.申報(bào)發(fā)電能力
交易開展前，新能源發(fā)電企業(yè)應(yīng)向交易機(jī)構(gòu)申報(bào)各場站全年發(fā)電能力，經(jīng)調(diào)度機(jī)構(gòu)校核后將全年發(fā)電能力分解到月，月分解電量原則上應(yīng)介于近三年最大月上網(wǎng)電量與最小月上網(wǎng)電量之間，每季度最后一個(gè)月15日前可以根據(jù)場站實(shí)際發(fā)電情況對剩余月份發(fā)電能力做出調(diào)整。調(diào)度機(jī)構(gòu)結(jié)合新能源月度發(fā)電總量預(yù)估情況，對發(fā)電企業(yè)分解的各場站月度發(fā)電能力進(jìn)行校核，若需要調(diào)整，按照各場站月度發(fā)電能力等比例分解。
2.交易方式
充分考慮新能源發(fā)電參與電力市場過程中既有政策的連貫性，分別組織存量補(bǔ)貼項(xiàng)目、平價(jià)（低價(jià)）項(xiàng)目開展電能量交易。由于蒙西地區(qū)新能源裝機(jī)比例較大，根據(jù)新能源發(fā)電不可避免具有波動的實(shí)際情況，現(xiàn)階段暫組織風(fēng)電、光伏發(fā)電場站參與月度、月內(nèi)電量交易。
優(yōu)先開展新能源存量補(bǔ)貼項(xiàng)目電量集中競價(jià)交易，由一般行業(yè)用戶、高耗能行業(yè)用戶、校核后發(fā)電能力超出1500小時(shí)以上的風(fēng)電場、校核后發(fā)電能力超出1200小時(shí)以上的光伏電站參與，交易電量為上述新能源場站超出1500小時(shí)及1200小時(shí)以上發(fā)電能力對應(yīng)發(fā)電量，采用用戶側(cè)單邊競價(jià)、邊際出清模式開展，即發(fā)電企業(yè)報(bào)量不報(bào)價(jià)，作為出清價(jià)格接受者，用電側(cè)按照申報(bào)價(jià)格由高到低排序直至達(dá)到發(fā)電側(cè)申報(bào)電量，以最后一個(gè)電力用戶報(bào)價(jià)作為出清價(jià)格進(jìn)行市場出清，用戶申報(bào)價(jià)格不得低于上一年度新能源交易平均價(jià)格。
新能源存量補(bǔ)貼項(xiàng)目低于上述小時(shí)數(shù)的剩余發(fā)電空間及平價(jià)（低價(jià)）項(xiàng)目可參與協(xié)商交易，協(xié)商未成交的電量可參與掛牌交易。電量掛牌交易按照用電企業(yè)掛牌，發(fā)電企業(yè)摘牌的模式開展。新能源電能量交易結(jié)束后，仍有發(fā)電能力空間的新能源企業(yè)按照剩余發(fā)電空間及用戶需求（新能源協(xié)商、掛牌交易未成交電量）等比例成交，發(fā)電側(cè)交易價(jià)格按照蒙西地區(qū)燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)下浮10%執(zhí)行，用戶側(cè)交易價(jià)格按照蒙西地區(qū)燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)上浮10%執(zhí)行，差額費(fèi)用處理辦法另行制定。
年內(nèi)注冊、變更新能源交易上限的電力用戶可在履行完相關(guān)手續(xù)后下一季度參與存量補(bǔ)貼項(xiàng)目集中競價(jià)增量電量交易。電力用戶參與新能源電能量交易的規(guī)模由交易機(jī)構(gòu)根據(jù)相關(guān)要求和新能源申報(bào)發(fā)電能力、預(yù)計(jì)發(fā)電情況等按月公布，電力用戶可通過參與綠電交易、綠證交易等方式進(jìn)一步提高新能源消納比例，具體交易辦法另行制定。
（六）分時(shí)交易
1.時(shí)段及價(jià)格
參與區(qū)內(nèi)直接電力交易的市場主體，在簽訂中長期合同時(shí)，應(yīng)當(dāng)同時(shí)申報(bào)交易周期內(nèi)每日96點(diǎn)（每15分鐘）合同電力曲線、96點(diǎn)合同價(jià)格，峰谷時(shí)段及峰谷平均電價(jià)比浮動比例按照《內(nèi)蒙古自治區(qū)發(fā)展和改革委員會關(guān)于蒙西電網(wǎng)試運(yùn)行分時(shí)電價(jià)政策有關(guān)事項(xiàng)的通知》（內(nèi)發(fā)改價(jià)費(fèi)字〔2021〕1130號）中相關(guān)要求執(zhí)行。參與新能源交易用戶的新能源電量可暫不執(zhí)行峰平谷分時(shí)段價(jià)格。
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(jià)交易按照用電企業(yè)申報(bào)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(zhuǎn)讓時(shí)，根據(jù)轉(zhuǎn)讓電量意向及原合同電力曲線等比例形成合同轉(zhuǎn)讓電力曲線。
允許年度交易成交雙方在協(xié)商一致的前提下，按月調(diào)整月分解電力曲線，曲線偏差可疊加至合同剩余月份或采取合同電量轉(zhuǎn)讓、回購交易等方式處理。
五、電網(wǎng)公司代理購電交易
（一）代購用戶范圍
區(qū)內(nèi)暫無法直接參與市場交易、未直接參與市場交易以及已直接參與市場交易又退出的用電企業(yè)，可暫由電網(wǎng)企業(yè)代理購電。
（二）代購用戶入市管理
電網(wǎng)代理購電工商業(yè)用戶可按季提交入市申請，每季度最后15日前選擇下一季度起直接參與市場交易，電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)做好企業(yè)注冊與代理關(guān)系變更等工作。電網(wǎng)企業(yè)及時(shí)推送代理購電工商業(yè)用戶信息，交易機(jī)構(gòu)將市場主體變更信息2日內(nèi)及時(shí)告知電網(wǎng)企業(yè)。
（三）交易模式
新能源發(fā)電保量保價(jià)電量保障居民、農(nóng)業(yè)用戶用電剩余電量暫作為電網(wǎng)企業(yè)代理工商業(yè)用戶購電電量來源。電網(wǎng)企業(yè)要綜合考慮代理購電工商業(yè)用戶和居民、農(nóng)業(yè)用戶預(yù)測用電量以及低價(jià)新能源歷史發(fā)電量、新能源保量保價(jià)的優(yōu)先發(fā)電電量、未直接參與交易地調(diào)燃煤公用機(jī)組歷史發(fā)電量等因素，合理確定采購電量規(guī)模。
電網(wǎng)公司年度代理購電按掛牌方式采購電量，年度掛牌交易電量為電網(wǎng)預(yù)計(jì)全年采購電量的70%，僅明確電量成交關(guān)系，未成交電量按照市場化機(jī)組交易比例和剩余交易空間（區(qū)分新能源、火電）等比例分?jǐn)?。電網(wǎng)公司月度代理購電按集中競價(jià)方式采購電量，參與一般用戶與火電企業(yè)交易，以報(bào)量不報(bào)價(jià)方式、作為價(jià)格接受者參與市場出清，年度交易月分解電量按月度競價(jià)交易出清價(jià)執(zhí)行。電網(wǎng)代購用戶與一般行業(yè)用戶分月電量加權(quán)平均價(jià)格保持一致。
六、電力外送交易
蒙西電網(wǎng)與其他電網(wǎng)按照網(wǎng)對網(wǎng)交易模式組織開展外送交易。根據(jù)受端電網(wǎng)交易周期分別組織開展交易，蒙西電網(wǎng)與受端電網(wǎng)達(dá)成交易意向后，由蒙西電網(wǎng)在區(qū)內(nèi)開展掛牌交易，其中新能源發(fā)電參與規(guī)模不得影響蒙西電網(wǎng)完成新能源消納責(zé)任權(quán)重。掛牌價(jià)格暫為受端電網(wǎng)交易價(jià)格減去蒙西電網(wǎng)輸配電價(jià)，如遇國家、自治區(qū)有明確要求的，按照相關(guān)要求執(zhí)行。
七、其他事宜
（一）對于自治區(qū)明確的高耗能行業(yè)新入市工商業(yè)用戶，建立公示機(jī)制。相關(guān)用戶所屬行業(yè)公示期間，暫按照公示的行業(yè)參與電力交易，若公示有異議的在公示結(jié)束后進(jìn)行相應(yīng)調(diào)整。
（二）交易機(jī)構(gòu)抓緊開展市場主體信用評價(jià)工作，明確信用評價(jià)服務(wù)機(jī)構(gòu)，引導(dǎo)市場主體自主交易、公平競爭；嚴(yán)禁串通聯(lián)盟，形成價(jià)格壁壘，干擾交易秩序，對嚴(yán)重違規(guī)交易、拖欠交易電費(fèi)、違約費(fèi)用等不誠信行為，納入信用考核管理體系。
（三）按照售電管理相關(guān)要求，電力交易機(jī)構(gòu)做好售電公司市場注冊、交易組織、履約保函制度建立以及信用評價(jià)管理等工作。對信用評價(jià)等級低的市場主體，可采取追加履約保函、暫停交易資格及限期整改等風(fēng)險(xiǎn)控制措施。
（四）交易機(jī)構(gòu)要抓緊開展綠電交易相關(guān)工作，鼓勵用電企業(yè)通過證電耦合形式與新能源企業(yè)交易。探索建立發(fā)電側(cè)容量回收機(jī)制，適時(shí)組織開展發(fā)電側(cè)容量市場。針對儲能、虛擬電廠等新興市場主體，加強(qiáng)中長期輔助服務(wù)交易機(jī)制研究。
（五）電網(wǎng)公司要盡快完成發(fā)電及用戶計(jì)量表計(jì)改造工作，2022年1季度末實(shí)現(xiàn)連續(xù)開市計(jì)量需求。
（六）電網(wǎng)公司調(diào)控中心應(yīng)交易開市前提供電網(wǎng)必開機(jī)組及其運(yùn)行方式，對各類中長期交易結(jié)果進(jìn)行安全校核。電力交易中心依據(jù)成交結(jié)果制定交易計(jì)劃，指導(dǎo)電網(wǎng)運(yùn)行，電力公司調(diào)控中心要科學(xué)安排各類機(jī)組運(yùn)行方式，確保中長期交易合同有效執(zhí)行。
（七）建立電力市場專班，研究內(nèi)容涵蓋中長期交易和現(xiàn)貨交易，由交易機(jī)構(gòu)、學(xué)術(shù)機(jī)構(gòu)、電網(wǎng)公司代表、發(fā)用電企業(yè)代表構(gòu)成。專班按月進(jìn)行市場分析，跟蹤中長期市場、現(xiàn)貨市場運(yùn)行情況及重大政策變化影響。交易機(jī)構(gòu)可與學(xué)術(shù)機(jī)構(gòu)簽訂戰(zhàn)略合作協(xié)議，通過科技項(xiàng)目系統(tǒng)研發(fā)等方式取得學(xué)術(shù)支持。電網(wǎng)公司相關(guān)部門應(yīng)積極向市場專班提供非涉密的電網(wǎng)運(yùn)行情況及相關(guān)數(shù)據(jù)，專班成員不得違規(guī)使用各類數(shù)據(jù)。
交易機(jī)構(gòu)應(yīng)做好市場交易規(guī)則的培訓(xùn)解讀工作，做好2022年交易組織工作，指導(dǎo)市場主體簽訂合同、參與電力直接交易。2022年年度交易應(yīng)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(diào)整，按照相關(guān)文件要求執(zhí)行。
2021年12月24日
原標(biāo)題：內(nèi)蒙古2022年“保量保價(jià)”優(yōu)先發(fā)電量計(jì)劃：光伏900小時(shí)、領(lǐng)跑者項(xiàng)目1500小時(shí)
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