12月27日，內(nèi)蒙古工信廳相繼印發(fā)《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》、《關(guān)于做好2022年內(nèi)蒙古東部電力市場中長期交易有關(guān)事宜的通知》，就蒙西、蒙東地區(qū)2022年的電力市場交易給出相關(guān)要求。
根據(jù)文件，蒙西電網(wǎng)地區(qū)內(nèi)2022年電力市場交易電量規(guī)模約2000億千瓦時，其中包含一般工商業(yè)用戶新入市電量360億。蒙東電網(wǎng)地區(qū)電力市場交易電量規(guī)模約279億千瓦時，其中包含預(yù)計電網(wǎng)公司代理交易電量77億千瓦時。
其市場交易主要范圍包含符發(fā)電企業(yè)、電力用戶及售電公司。但需要注意的的是，在《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)前的無補(bǔ)貼新能源發(fā)電項目、分散式風(fēng)電項目、分布式光伏和扶貧光伏項目以及居民（含執(zhí)行居民電價的學(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)用電均不參與電力市場化交易。
需要注意的是，工商業(yè)用戶要全部進(jìn)入電力市場化交易，10千伏以上的要直接參與，不能直接參與的由電網(wǎng)公司代理購電。
新能源優(yōu)先發(fā)電計劃
在新能源優(yōu)先發(fā)電計劃方面，蒙西地區(qū)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)900小時，領(lǐng)跑者項目1500小時，按照蒙西地區(qū)燃煤基準(zhǔn)價結(jié)算；競價價格低于蒙西地區(qū)燃煤基準(zhǔn)價的光伏發(fā)電項目，1500小時以內(nèi)電量按照競價價格結(jié)算；除上述電量外光伏發(fā)電項目所發(fā)電量均參與電力市場。
蒙東地區(qū)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(zhǔn)價結(jié)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(yù)計外送電量小時數(shù)420小時，按照相應(yīng)市場規(guī)則和要求形成交易價格。
新能源交易方式
在具體的新能源交易方式上，風(fēng)電、光伏發(fā)電場站參與月度、月內(nèi)電量交易。蒙西地區(qū)優(yōu)先開展新能源存量補(bǔ)貼項目電量集中競價交易，在校核電站發(fā)電能力后，采用用戶側(cè)單邊競價、邊際出清模式開展，即發(fā)電企業(yè)報量不報價，作為出清價格接受者，用電側(cè)按照申報價格由高到低排序直至達(dá)到發(fā)電側(cè)申報電量，以最后一個電力用戶報價作為出清價格進(jìn)行市場出清，用戶申報價格不得低于上一年度新能源交易平均價格。
蒙東地區(qū)則為有補(bǔ)貼（含競價）新能源項目單獨(dú)組織市場交易。電力用戶參與有補(bǔ)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(jìn)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(guān)于調(diào)整部分行業(yè)電價政策和電力市場交易政策的通知》和《關(guān)于保障電力穩(wěn)定供應(yīng)的若干政策措施》明確支持的相關(guān)行業(yè)電力用戶不設(shè)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(bǔ)貼競價類新能源項目與網(wǎng)內(nèi)火電企業(yè)共同參與區(qū)內(nèi)市場化交易。
更多具體相關(guān)文件見下：
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《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(guān)于組織開展電網(wǎng)企業(yè)代理購電工作有關(guān)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(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
落實國家放開發(fā)用電計劃和推動工商業(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，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)價格執(zhí)行?！吨泄仓醒?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)電項目、分散式風(fēng)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(jìn)入電力市場。
電力用戶：除居民（含執(zhí)行居民電價的學(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)品涉及多個行業(yè)但無法單獨(dú)分戶計量的企業(yè)按照用電類別開展計量改造。
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的承諾書，內(nèi)蒙古自治區(qū)售電公司履約保函、履約保險相關(guān)要求出臺后，于1個月內(nèi)按照相關(guān)要求補(bǔ)交履約保函或履約保險。
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。
（二）簡化用戶進(jìn)入市場流程
取消用戶產(chǎn)業(yè)政策、立項、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+浮動交易價”市場機(jī)制，其用電量按要求參與其他電力交易。
三、保量保價優(yōu)先發(fā)電電量合同
（一）合同簽訂
保量保價優(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。保量保價優(yōu)先發(fā)電電量根據(jù)自治區(qū)優(yōu)先發(fā)電計劃安排，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)電項目優(yōu)先發(fā)電計劃安排
2022年，初步安排常規(guī)風(fēng)電保量保價優(yōu)先發(fā)電計劃小時數(shù)1100小時、特許權(quán)項目2000小時，按照蒙西地區(qū)燃煤基準(zhǔn)價結(jié)算；競價價格低于蒙西地區(qū)燃煤基準(zhǔn)價的風(fēng)電項目，2000小時以內(nèi)電量按照競價價格結(jié)算；除上述電量外風(fēng)電項目所發(fā)電量均參與電力市場。初步安排常規(guī)光伏保量保價優(yōu)先發(fā)電計劃小時數(shù)900小時，領(lǐng)跑者項目1500小時，按照蒙西地區(qū)燃煤基準(zhǔn)價結(jié)算；競價價格低于蒙西地區(qū)燃煤基準(zhǔn)價的光伏發(fā)電項目，1500小時以內(nèi)電量按照競價價格結(jié)算；除上述電量外光伏發(fā)電項目所發(fā)電量均參與電力市場。保量保價優(yōu)先發(fā)電計劃年內(nèi)根據(jù)居民、農(nóng)業(yè)實際用電和市場交易情況可適時進(jìn)行調(diào)整。競價價格低于蒙西地區(qū)燃煤基準(zhǔn)價的新能源發(fā)電項目，按照競價價格結(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)申報全年預(yù)計用電量（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首先約定初始價格（1月份交易價格），綜合煤炭價格水平、用戶產(chǎn)品價格水平等因素，采用“初始價格+浮動價格”的聯(lián)動模式，分月價格由合同雙方按月申報確認(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)新的交易價格，則按照上一次確認(rèn)的價格執(zhí)行。發(fā)用雙方達(dá)成固定交易價格或聯(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格形成機(jī)制，合同結(jié)算時雙方仍未達(dá)成合同價格的，用戶按照當(dāng)月同類型用戶平均成交電價的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)計用電量5%以上電量全部參加月度集中競價交易。
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交易，集中競價交易按照峰平谷時段分別組織開展，各時段限價按“分時基準(zhǔn)價+上下浮動”設(shè)置，平段基準(zhǔn)價為蒙西地區(qū)燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價（煤炭行業(yè)交易平段基準(zhǔn)價為指導(dǎo)價格），其他時段基準(zhǔn)價浮動比例應(yīng)滿足相關(guān)文件要求。集中競價采用發(fā)電側(cè)單邊競價交易模式，即用電企業(yè)報量不報價，作為出清價格接受者，發(fā)電側(cè)按照申報價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)組報價作為出清價格進(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，每季度最后一個月15日前可以根據(jù)場站實際發(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)貼項目、平價（低價）項目開展電能量交易。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)貼項目電量集中競價交易，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小時以上的風(fēng)電場、校核后發(fā)電能力超出1200小時以上的光伏電站參與，交易電量為上述新能源場站超出1500小時及1200小時以上發(fā)電能力對應(yīng)發(fā)電量，采用用戶側(cè)單邊競價、邊際出清模式開展，即發(fā)電企業(yè)報量不報價，作為出清價格接受者，用電側(cè)按照申報價格由高到低排序直至達(dá)到發(fā)電側(cè)申報電量，以最后一個電力用戶報價作為出清價格進(jìn)行市場出清，用戶申報價格不得低于上一年度新能源交易平均價格。
新能源存量補(bǔ)貼項目低于上述小時數(shù)的剩余發(fā)電空間及平價（低價）項目可參與協(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)交易價格按照蒙西地區(qū)燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價下浮10%執(zhí)行，用戶側(cè)交易價格按照蒙西地區(qū)燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價上浮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)貼項目集中競價增量電量交易。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)要求和新能源申報發(fā)電能力、預(yù)計發(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）分時交易
1. 時段及價格
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，應(yīng)當(dāng)同時申報交易周期內(nèi)每日96點（每15分鐘）合同電力曲線、96點合同價格，峰谷時段及峰谷平均電價比浮動比例按照《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)行分時電價政策有關(guān)事項的通知》（內(nèi)發(fā)改價費(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)行峰平谷分時段價格。
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(zhuǎn)讓時，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)及時告知電網(wǎng)企業(yè)。
（三）交易模式
新能源發(fā)電保量保價電量保障居民、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)測用電量以及低價新能源歷史發(fā)電量、新能源保量保價的優(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方式采購電量，參與一般用戶與火電企業(yè)交易，以報量不報價方式、作為價格接受者參與市場出清，年度交易月分解電量按月度競價交易出清價執(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。掛牌價格暫為受端電網(wǎng)交易價格減去蒙西電網(wǎng)輸配電價，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工作，明確信用評價服務(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管理等工作。對信用評價等級低的市場主體，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)電及用戶計量表計改造工作，2022年1季度末實現(xiàn)連續(xù)開市計量需求。
（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。
關(guān)于做好2022年內(nèi)蒙古東部電力市場中長期交易有關(guān)事宜的通知
國家電網(wǎng)有限公司東北分部、國網(wǎng)內(nèi)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(nèi)蒙古東部電力交易中心有限公司，各有關(guān)發(fā)電企業(yè)、售電公司、電力用戶：
為貫徹落實《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(guān)于組織開展電網(wǎng)企業(yè)代理購電工作有關(guān)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(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，切實做好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)蒙古東部電力市場中長期交易關(guān)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(jìn)入市場的有關(guān)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(nèi)電力市場交易電量規(guī)模約279億千瓦時，其中包含預(yù)計電網(wǎng)公司代理交易電量77億千瓦時。
二、有序擴(kuò)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(zhǔn)入要求的蒙東電網(wǎng)現(xiàn)役燃煤機(jī)組及風(fēng)電、光伏發(fā)電場站。《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)電項目、分散式風(fēng)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(jìn)入電力市場。
2. 電力用戶
除居民（含執(zhí)行居民電價的學(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。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(yīng)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(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的承諾書，內(nèi)蒙古自治區(qū)售電公司履約保函、履約保險相關(guān)要求出臺后，于1個月內(nèi)按照相關(guān)要求補(bǔ)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(dǎo)致的交易風(fēng)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(fēng)電“保量保價”優(yōu)先發(fā)電計劃小時數(shù)700小時，風(fēng)電供熱試點項目、特許權(quán)項目1900小時（含外送電），風(fēng)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(zhǔn)價結(jié)算；除上述電量外風(fēng)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(yù)計外送電量小時數(shù)520小時，按照相應(yīng)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(zhǔn)價結(jié)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(yù)計外送電量小時數(shù)420小時，按照相應(yīng)市場規(guī)則和要求形成交易價格。
四、區(qū)內(nèi)直接電力交易
中長期交易按照年度、月度和月內(nèi)（周或旬）組織開展。年度交易以雙邊協(xié)商為主，月度及月內(nèi)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(yīng)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(jìn)行申報和確認(rèn)，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(chǔ)上進(jìn)行浮動、由合同雙方按月申報確認(rèn)，若當(dāng)月合同雙方?jīng)]有確認(rèn)新的交易價格，則按照上一次確認(rèn)的價格執(zhí)行。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按照相關(guān)文件要求進(jìn)行調(diào)整。
（二）月度交易
電力交易機(jī)構(gòu)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(nèi)交易
電力交易機(jī)構(gòu)定期開展月內(nèi)增量電量及合同轉(zhuǎn)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(shè)交易上限。合同轉(zhuǎn)讓交易可通過協(xié)商、掛牌等交易模式按照用戶、發(fā)電企業(yè)分別組織開展。
（四）合同電量轉(zhuǎn)讓交易
電力交易機(jī)構(gòu)按月定期開展電力直接交易合同電量轉(zhuǎn)讓交易，減少市場化交易合同電量偏差。合同電量轉(zhuǎn)讓交易分為發(fā)電側(cè)合同電量轉(zhuǎn)讓和用電側(cè)合同電量轉(zhuǎn)讓。發(fā)電側(cè)合同電量轉(zhuǎn)讓交易在同類型電源間開展。用電側(cè)進(jìn)行合同轉(zhuǎn)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(cè)交易合同轉(zhuǎn)讓交易暫按無償轉(zhuǎn)讓的方式開展。
（五）新能源交易
有補(bǔ)貼（含競價）新能源項目單獨(dú)組織市場交易。電力用戶參與有補(bǔ)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(jìn)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(guān)于調(diào)整部分行業(yè)電價政策和電力市場交易政策的通知》和《關(guān)于保障電力穩(wěn)定供應(yīng)的若干政策措施》明確支持的相關(guān)行業(yè)電力用戶不設(shè)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(bǔ)貼競價類新能源項目與網(wǎng)內(nèi)火電企業(yè)共同參與區(qū)內(nèi)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(nèi)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(nèi)火電未能直接成交電量的政策進(jìn)行結(jié)算。組織開展替代交易時，相應(yīng)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(nèi)用電企業(yè)直接交易的市場主體，在簽訂中長期合同時，應(yīng)當(dāng)同時申報交易周期內(nèi)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(nèi)蒙古自治區(qū)發(fā)展和改革委員會關(guān)于蒙東電網(wǎng)試運(yùn)行分時電價政策有關(guān)事項的通知》（內(nèi)發(fā)改價費(fèi)字〔2021〕1129號）中相關(guān)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(zhuǎn)讓時，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。
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(quán)平均價格執(zhí)行，未成交電量按照市場化機(jī)組（區(qū)分新能源、火電）剩余交易空間等比例分?jǐn)偂?br />
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(quán)平均價格執(zhí)行，未成交電量按照市場化機(jī)組（區(qū)分新能源、火電）剩余交易空間的比例分?jǐn)偂?br />
六、合同電量結(jié)算
（一）發(fā)電企業(yè)電力中長期合同暫按“月度結(jié)算、交易周期清算”原則結(jié)算，按照用電側(cè)峰谷分時電價實際負(fù)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(guān)于蒙東電網(wǎng)試行分時電價政策有關(guān)事項的通知》（內(nèi)發(fā)改價費(fèi)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(jié)算。
（二）優(yōu)化結(jié)算次序，應(yīng)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(jié)算。其次結(jié)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(yīng)的發(fā)電側(cè)電量。
（三）建立合同偏差電量結(jié)算機(jī)制，將發(fā)用電雙方結(jié)算出現(xiàn)的差額資金和合同偏差電量等費(fèi)用單獨(dú)記賬，用于市場激勵，鼓勵市場主體達(dá)成交易。平價、無補(bǔ)貼競價類新能源項目合同偏差電量參照網(wǎng)內(nèi)火電相關(guān)政策執(zhí)行，差額資金單獨(dú)記賬并進(jìn)行分配。
超合同發(fā)用電量按照以下原則結(jié)算：火電企業(yè)按照當(dāng)年蒙東地區(qū)火電平均交易價格的0.8倍結(jié)算，對應(yīng)用戶側(cè)交易電價按照當(dāng)年蒙東地區(qū)火電平均交易價格的1.2倍結(jié)算；新能源企業(yè)按照新能源平均交易電價的0.9倍結(jié)算；對應(yīng)用電側(cè)按照新能源平均交易電價的1.1倍結(jié)算。用電側(cè)結(jié)算價格（不含執(zhí)行代理購電價格機(jī)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(jī)組基準(zhǔn)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(nèi)交易成交均價（開展交易前由交易機(jī)構(gòu)公布）。
欠交易合同的發(fā)用電量按以下原則結(jié)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(nèi)的少發(fā)電量，免于支付偏差電量費(fèi)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(jī)組基準(zhǔn)價的10%支付偏差結(jié)算費(fèi)用，新能源企業(yè)按照前3年區(qū)內(nèi)交易平均交易電價的10%支付偏差結(jié)算費(fèi)用。用戶未完成交易合同偏差在5%以內(nèi)的少用電量，免于支付偏差電量費(fèi)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(jī)組基準(zhǔn)價的10%支付偏差結(jié)算費(fèi)用，與新能源成交的電量按照前3年區(qū)內(nèi)交易平均交易電價的10%支付偏差結(jié)算費(fèi)用。
（四）新能源場站應(yīng)積極參與電力市場交易，成交電量未達(dá)到應(yīng)承擔(dān)的區(qū)內(nèi)交易電量的份額，由交易機(jī)構(gòu)根據(jù)電廠應(yīng)承擔(dān)區(qū)內(nèi)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(yīng)核減其“保量保價”優(yōu)先發(fā)電電量。新能源場站應(yīng)承擔(dān)區(qū)內(nèi)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(nèi)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(jìn)行合同電量偏差結(jié)算。
七、其他事宜
（一）交易方案未明確事宜參照《內(nèi)蒙古東部地區(qū)電力中長期交易規(guī)則》、補(bǔ)充規(guī)則及相關(guān)要求執(zhí)行。
（二）受到國家及地方政策影響，網(wǎng)內(nèi)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(jī)構(gòu)組織網(wǎng)內(nèi)常規(guī)風(fēng)電與火電企業(yè)通過開展發(fā)電權(quán)交易等方式轉(zhuǎn)讓區(qū)內(nèi)市場化交易電量，滿足網(wǎng)內(nèi)電量平衡需求。網(wǎng)內(nèi)常規(guī)風(fēng)電應(yīng)承擔(dān)電量按照裝機(jī)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(jī)構(gòu)繼續(xù)完善中長期帶曲線交易機(jī)制，保障分時段合同正常履約，加強(qiáng)電量計量采集、合同偏差電量結(jié)算以及調(diào)度執(zhí)行等帶曲線交易所需技術(shù)條件，同時進(jìn)行模擬調(diào)度校核、執(zhí)行和結(jié)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(jìn)完善電力用戶用電數(shù)據(jù)查詢功能相關(guān)工作。電網(wǎng)企業(yè)要加快推進(jìn)計量表計、數(shù)據(jù)傳輸系統(tǒng)等相關(guān)設(shè)施改造升級，實現(xiàn)市場用戶計量裝置“應(yīng)改盡改”，完善用戶側(cè)分時段用電數(shù)據(jù)查詢服務(wù)，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(jìn)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(jìn)發(fā)電上網(wǎng)電量計量采集、數(shù)據(jù)傳輸系統(tǒng)等相關(guān)設(shè)施改造升級，為發(fā)電側(cè)中長期合同分時段簽約、執(zhí)行和結(jié)算提供有效支撐。
（七）進(jìn)一步完善“電子簽”工作，全面推進(jìn)電力中長期合同簽訂平臺化、電子化運(yùn)轉(zhuǎn)。深化區(qū)塊鏈技術(shù)在電力直接交易電子合同方面的應(yīng)用，強(qiáng)化電力交易合同安全保障，提高交易市場運(yùn)營效率和市場主體服務(wù)質(zhì)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(guān)“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(jī)構(gòu)，初期階段暫不具備相關(guān)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(nèi)容，包括關(guān)于經(jīng)營能力、財務(wù)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(zé)任的市場主體納入黑名單管理，嚴(yán)重失信者不得繼續(xù)參加電力市場交易并承擔(dān)相應(yīng)責(zé)任。
（十）電網(wǎng)公司、電力交易機(jī)構(gòu)要為電力交易平臺持續(xù)可被正常訪問提供技術(shù)保障，在確保信息安全的基礎(chǔ)上，充分考慮電力交易平臺作為生產(chǎn)系統(tǒng)的運(yùn)行特性，為市場主體提供不間斷的技術(shù)服務(wù)。
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。
原標(biāo)題：內(nèi)蒙2022年常規(guī)光伏電站保量保價發(fā)電計劃：蒙東600h、蒙西900h
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