中國儲能網(wǎng)訊：2025年12月30日，內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局發(fā)布《關(guān)于做好2026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2026年內(nèi)蒙古東部電力交易市場中長期交易有關(guān)事宜的通知》。預計2026年蒙西、蒙東電力市場交易電量規(guī)模分別為2850億千瓦時、533億千萬時，兩區(qū)總計3383億千瓦時。
兩份文件均指出：加快推動工商業(yè)用戶全面參與市場，逐步縮小電網(wǎng)代理購電規(guī)模，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交易。
蒙西的文件中指出：工商業(yè)購電電力曲線由電網(wǎng)企業(yè)根據(jù)所代理工商業(yè)用戶預測用電曲線確定，分時段價格采用當前交易周期一般行業(yè)用戶與對應類型發(fā)電企業(yè)簽訂合同的分時段加權(quán)平均價格。
蒙東的文件中指出：直接參與市場用戶（含零售用戶）不再執(zhí)行峰谷分時電價政策。電網(wǎng)代理購電用戶，繼續(xù)執(zhí)行峰谷分時電價政策，執(zhí)行峰谷分時電價產(chǎn)生盈虧費用由電網(wǎng)代理購電用戶分攤或分享。
2026年內(nèi)蒙古電力多邊交易市場中長期交易
文件指出，預計2026年蒙西電網(wǎng)區(qū)內(nèi)電力市場交易電量規(guī)模2850億千瓦時，居民、農(nóng)業(yè)用電260億千瓦時。
經(jīng)營主體包括發(fā)電企業(yè)、電力用戶、售電公司、新型經(jīng)營主體。其中，新型經(jīng)營主體是指具備電力、電量調(diào)節(jié)能力且具有新技術(shù)特征、新運營模式的配電環(huán)節(jié)各類資源，分為單一技術(shù)類新型經(jīng)營主體和資源聚合類新型經(jīng)營主體。其中，單一技術(shù)類新型經(jīng)營主體主要包括儲能等；資源聚合類新型經(jīng)營主體主要包括虛擬電廠（負荷聚合商）和智能微電網(wǎng)。
鼓勵獨立儲能電站參與中長期交易：完成市場注冊的獨立儲能電站可按照發(fā)電、用電單元分別參與電力中長期交易，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)度機構(gòu)應對獨立儲能電站的發(fā)電、用電中長期合約進行安全校核，并將校核通過后的中長期合約曲線作為充、放電執(zhí)行曲線。
中長期合同偏差結(jié)算：中長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)、獨立儲能、風光制氫項目上網(wǎng)部分和購網(wǎng)部分、源網(wǎng)荷儲一體化項目電力用戶及網(wǎng)對網(wǎng)跨省區(qū)交易用戶暫不參與中長期合同偏差結(jié)算。
交易價格：
電力用戶參與燃煤發(fā)電交易各時段價格在燃煤發(fā)電基準價格上浮不超過20%，高耗能行業(yè)用戶不受上浮20%限制，但不得高于現(xiàn)貨市場申報價格上限。同時放開各時段價格下限，為避免惡意競爭，交易價格暫不得為負。鼓勵電力用戶與燃煤發(fā)電企業(yè)簽訂隨市場供需、發(fā)電成本變化的靈活價格機制的中長期合同，合同聯(lián)動價格不受上述價格上限限制。
新能源（綠電）協(xié)商、掛牌各時段電能量交易價格不高于燃煤發(fā)電基準價格，同時放開各時段價格下限，為避免惡意競爭，交易價格暫不得為負。電力用戶參與新能源（綠電）競價交易各段申報綜合價格（電能量價格與環(huán)境價值之和，下同）不低于2025年享受可再生能源補貼新能源項目區(qū)內(nèi)平均成交綜合價格，不高于現(xiàn)貨市場申報價格上限。
用戶側(cè)、發(fā)電側(cè)在合同電量轉(zhuǎn)讓中收取價格不高于原合同電能量價格的20%，支付價格不高于原合同電能量價格的50%；合同回購交易中支付價格不得高于原合同電能量價格的50%。
電網(wǎng)企業(yè)和交易機構(gòu)應積極推進新型經(jīng)營主體參與電力市場，積極推動儲能和可調(diào)節(jié)負荷等單一技術(shù)類新型經(jīng)營主體及虛擬電廠（負荷聚合商）、智能微電網(wǎng)、增量配網(wǎng)和六類市場化項目等資源聚合類新型經(jīng)營主體平等參與電力市場交易，支持新型經(jīng)營主體創(chuàng)新發(fā)展。
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)容量的市場化新能源項目和獨立儲能參與，逐步擴展至虛擬電廠、可中斷負荷等各類新型主體，激勵更多調(diào)節(jié)資源投資運營，從而提高區(qū)內(nèi)新能源消納能力。
2026年內(nèi)蒙古東部電力交易市場中長期交易
文明明確預計2026年蒙東區(qū)內(nèi)電力市場交易電量規(guī)模533億千瓦時（含線損電量）。按照用電類型劃分，工商業(yè)用電386億千瓦時，居民農(nóng)業(yè)用電147億千瓦時；按照交易類型劃分，直接交易299億千瓦時，電網(wǎng)代購234億千瓦時。
市場經(jīng)營主體包含發(fā)電企業(yè)、電力用戶、售電公司、新型主體。新型主體主要包括獨立儲能、綠電直連、虛擬電廠、工業(yè)園區(qū)綠色供電項目等。
獨立儲能電站、虛擬電廠可自愿選擇參與中長期交易，可作為發(fā)電側(cè)、用電側(cè)兩種角色參與市場，分別采用相應的中長期方式參與交易。也可自愿選擇“報量不報價”或“報量報價”模式參與現(xiàn)貨電能量市場。
虛擬電廠、綠電直連項目，應配合電網(wǎng)企業(yè)優(yōu)化電能計量系統(tǒng)功能，完成相關(guān)電能計量裝置（采集）安裝，滿足電費結(jié)算要求。
關(guān)于價格機制：做好峰谷分時電價政策與市場交易電價銜接。直接參與市場用戶（含零售用戶）不再執(zhí)行峰谷分時電價政策。電網(wǎng)代理購電用戶，繼續(xù)執(zhí)行峰谷分時電價政策，執(zhí)行峰谷分時電價產(chǎn)生盈虧費用由電網(wǎng)代理購電用戶分攤或分享。
設(shè)置中長期交易價格申報上下限。經(jīng)市場管理委員會審議通過，年度、月度交易以2025年度分月、月度中長期加權(quán)交易均價為基準，按月分別設(shè)置±20%的限值，高耗能行業(yè)用戶不受上浮20%限制，上下限值見下表。月內(nèi)滾動撮合交易價格申報上下限，參照現(xiàn)行蒙東現(xiàn)貨市場價格申報限值（-50元/兆瓦時至1500元/兆瓦時）。
電網(wǎng)企業(yè)和電力交易機構(gòu)應積極推進儲能、虛擬電廠（負荷聚合商）、綠電直連項目等新型經(jīng)營主體參與電力市場，完善相關(guān)市場交易細則，支持新型經(jīng)營主體創(chuàng)新發(fā)展。
原文如下：
內(nèi)能源電力字〔2025〕783號
內(nèi)蒙古電力(集團)有限責任公司，內(nèi)蒙古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：
按照國家和自治區(qū)有關(guān)文件精神，為加快構(gòu)建以新能源為主體的新型電力多邊交易市場，充分發(fā)揮電力中長期市場保供穩(wěn)價基礎(chǔ)性作用，切實做好2026年內(nèi)蒙古電力多邊交易工作，保障電力平穩(wěn)高效運行，經(jīng)電力市場管理委員會審議通過，現(xiàn)將2026年內(nèi)蒙古電力多邊交易市場中長期交易有關(guān)事宜通知如下。
一、交易規(guī)模
預計2026年蒙西電網(wǎng)區(qū)內(nèi)電力市場交易電量規(guī)模2850億千瓦時，居民、農(nóng)業(yè)用電260億千瓦時。
二、經(jīng)營主體
發(fā)電企業(yè)：符合電力市場入市條件的蒙西電網(wǎng)現(xiàn)役燃煤機組、風電（包括分散式風電）、光伏（包括分布式、扶貧項目）及光熱等發(fā)電項目，可按要求直接參與市場。分散式、分布式、扶貧、光熱及《中共中央 國務院關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號）印發(fā)前投產(chǎn)的不享受可再生能源補貼新能源項目可分項目類型參與市場交易，參與中長期交易時按照不享受國家可再生能源補貼的新能源發(fā)電項目（以下簡稱無補貼新能源項目）執(zhí)行。滿足電網(wǎng)調(diào)度與計量條件的地調(diào)公用燃煤機組可直接參與交易。根據(jù)市場運行情況，推動抽水蓄能電站參與市場、逐步試點推動常規(guī)水電、生物質(zhì)、燃氣等電源類型參與市場。交易機構(gòu)根據(jù)新能源核準（備案）、價格批復等文件，對平價（低價）、特許權(quán)、領(lǐng)跑者等項目進行認定，并經(jīng)交易平臺向全市場公布后執(zhí)行。
鼓勵符合條件的燃煤自備機組申請參與市場，參與交易類別參照公用燃煤機組相關(guān)要求。因自然災害、事故災難、公共事件或企業(yè)經(jīng)營等原因停止發(fā)電的企業(yè)，可在交易平臺提交相關(guān)證明材料后申請暫停交易，且暫停時間不少于3個月。超過3個自然月未發(fā)電企業(yè)且符合注銷條件的發(fā)電企業(yè)應及時在交易平臺辦理注銷手續(xù)。運營機構(gòu)及時做好監(jiān)測及風險提醒，做好該類發(fā)電企業(yè)暫停及注銷手續(xù)。
電力用戶：加快推動工商業(yè)用戶全面參與市場，逐步縮小電網(wǎng)代理購電規(guī)模，除居民（含執(zhí)行居民電價的學校、社會福利機構(gòu)、社區(qū)服務中心等公益性事業(yè)用戶）、農(nóng)業(yè)用電之外，10千伏及以上全部工商業(yè)用戶（含限制類）原則上要直接參與市場交易；進一步細化電力用戶市場交易單元，若同一用戶涵蓋多個產(chǎn)品（行業(yè)）需要分別參與市場交易，須提交行業(yè)分類并明確不同行業(yè)電量的計量方式，鼓勵按照用電企業(yè)所屬行業(yè)開展計量改造；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)、交易機構(gòu)提供相關(guān)佐證材料后辦理。因自然災害、事故災難、公共事件或企業(yè)經(jīng)營等原因停止用電的企業(yè)，可在交易平臺提交相關(guān)證明材料后申請暫停交易，且暫停時間不少于3個月，超過3個自然月未用電且符合注銷條件的電力用戶可在交易平臺辦理注銷手續(xù)。運營機構(gòu)應做好電力用戶用電情況的風險提醒，積極協(xié)助相關(guān)電力用戶開展暫停交易及市場注銷等工作。
售電公司：電力交易機構(gòu)應加強售電市場運營管理，優(yōu)化售電代理服務費收取模式，取消承諾價格+價差返還、按價格比例分攤模式，新增固定度電服務費、基準服務費+浮動服務費模式。參與2026年度交易的售電公司，應以年為周期，按照調(diào)整后的服務費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構(gòu)足額繳納履約保函或履約保險。電力交易機構(gòu)應加強信息核驗、市場行為信用評價、履約保函和履約保險管理，防范售電市場運行風險。
新型經(jīng)營主體：具備電力、電量調(diào)節(jié)能力且具有新技術(shù)特征、新運營模式的配電環(huán)節(jié)各類資源，分為單一技術(shù)類新型經(jīng)營主體和資源聚合類新型經(jīng)營主體。其中，單一技術(shù)類新型經(jīng)營主體主要包括儲能等；資源聚合類新型經(jīng)營主體主要包括虛擬電廠（負荷聚合商）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。按照國家發(fā)展改革委要求，市場化電力用戶2026年的年度（含多年期交易年度分解）、月度中長期合同簽約電量應不低于本年度預計用網(wǎng)電量的80%，燃煤發(fā)電企業(yè)中長期合同簽約電量不低于同類型機組年度預計上網(wǎng)電量的80%，新能源場站中長期合同簽約電量不低于本年度預計上網(wǎng)電量或本年度申報發(fā)電能力（二者取較大值）的80%。電力交易機構(gòu)應做好動態(tài)監(jiān)測，對簽訂率不滿足要求的電力用戶、燃煤發(fā)電企業(yè)、新能源場站及時給予提醒。
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)商交易的雙方應按照電力交易機構(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，摘牌完成即為達成多年期交易合同。
多年期交易應按年度分解執(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電量模式的，應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）及價格曲線。未在規(guī)定時間內(nèi)形成電力曲線及價格曲線的，暫停執(zhí)行本年度多年期協(xié)議，并暫停合約相關(guān)方當年各類中長期交易參與資格。
經(jīng)協(xié)議各方協(xié)商一致，多年期交易電量、曲線和價格可以按年度進行調(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)商一致可按月對電力曲線及價格進行調(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。按集中競價交易、掛牌交易、撮合交易的順序組織。
（1）年度集中競價交易
全部電力用戶及補貼新能源項目可參與年度集中競價交易，采用用戶側(cè)單邊競價、邊際出清模式開展，交易標的物為每月96點電力。發(fā)電側(cè)應申報本年度各月參與交易電量，交易機構(gòu)按照近三年各月市場化風電、光伏平均上網(wǎng)電力曲線對發(fā)電側(cè)申報電量進行分解，形成每月96點曲線并在技術(shù)支持系統(tǒng)進行公布；電力用戶應申報本年度各月參與交易電量及綜合價格（電能量價格與綠電環(huán)境價值之和），電力交易機構(gòu)按照近三年各月市場化電力用戶平均用網(wǎng)電力曲線對用戶側(cè)申報電量進行分解，形成每月96點電力曲線并在技術(shù)支持系統(tǒng)進行公布。
交易出清過程中，將發(fā)電側(cè)中標電量按照東部、西部用戶全部中標電量比例進行拆分，按照申報時間順序分別與中標的東部、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)境價值執(zhí)行，電能量價格按照綜合價格減去環(huán)境價值執(zhí)行。
（2）年度掛牌交易
全部電力用戶及燃煤發(fā)電企業(yè)、無補貼新能源項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，分兩場次組織，交易標的物分別為全年或分月電量（全年或分月直線）、分月四小時電量（全月每日四小時直線）。用戶側(cè)參與標的物為全年或分月電量掛牌交易電量不應超過上一年度用網(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行變壓器容量與用戶側(cè)平均負荷率折算電量的45%執(zhí)行。發(fā)電側(cè)參與標的物為全年或分月電量掛牌交易電量不應超過上一年度上網(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)裝機容量與同類型發(fā)電機組（場站）平均負荷率折算電量的60%執(zhí)行。各場次中，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)應申報電量及分時電能量價格，進行綠電電量掛牌的，還應單獨申報環(huán)境價值。
交易出清后，按照中標電量及標的物時段均分生成等負荷電力曲線（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+滾動撮合模式組織，交易標的物為分月96點電力，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，雙方同時申報每月各點電力及分時綜合價格（新能源發(fā)電申報價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)境價值），按照綜合價格、申報時間進行排序，邊際出清；滾動撮合階段，雙方同時申報每月各點電力及分時綜合價格，依次按照綜合價格、申報時間為優(yōu)先級進行高低匹配出清，各匹配對出清價格按照雙方報價的算術(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)境價值執(zhí)行，電能量價格按照綜合價格減去環(huán)境價值執(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)年度中長期合同簽約電量應不低于上一年度上網(wǎng)電量的60%；新能源場站年度中長期合同簽約電量應不低于上一年度上網(wǎng)電量或本年度申報發(fā)電能力（二者扣減機制電量后取較大值）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期合同。電力交易機構(gòu)應做好交易結(jié)果校核工作，對于年度簽約比例過高的經(jīng)營主體簽約電量進行核減。
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，回購費用（額外支付給對方的費用）由發(fā)起方承擔。
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。按集中競價交易、掛牌交易、撮合交易的順序組織。
（1）月度集中競價交易
全部電力用戶及補貼新能源項目可參與月度集中競價交易，采用用戶側(cè)單邊競價、邊際出清模式開展，交易標的物為每日96點電力。發(fā)電側(cè)應申報本月各日參與交易電量，電力用戶應申報本月各日參與交易電量及綜合價格。電力交易機構(gòu)按照年度交易過程中公布對應月份發(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價申報曲線并向?qū)黧w進行展示。
交易出清過程中，將發(fā)電側(cè)中標電量按照東部、西部用戶全部中標電量比例進行拆分，按照申報時間順序分別與中標的東部、西部用戶形成一一匹配關(guān)系。交易出清后，環(huán)境價值按照當月月度掛牌交易中綠電平均環(huán)境價值執(zhí)行，電能量價格按照綜合價格減去環(huán)境價值執(zhí)行。
（2）月度掛牌交易
全部電力用戶、燃煤發(fā)電企業(yè)和無補貼新能源項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，交易標的物為全月四小時電量或分日四小時電量（全月或分日四小時直線），2026年年內(nèi)并網(wǎng)且未參與2026年度交易的發(fā)電機組（場站）可按全月或分日電量（全月或分日直線）進行掛牌，按全月或分日掛牌電量不超過同類型發(fā)電機組2025年平均上網(wǎng)小時數(shù)與自身裝機容量乘積的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)應申報電量及分時電能量價格。其中，進行綠電電量掛牌的，還應單獨申報環(huán)境價值。
（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+滾動撮合模式組織，交易標的物為當月每日96點電力，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，雙方同時申報每日各點電力及分時綜合價格（新能源發(fā)電申報價格不低于月度掛牌交易平均綠電環(huán)境價值），按照綜合價格、申報時間進行排序，邊際出清；滾動撮合階段，雙方同時申報每日各點電力及分時綜合價格，依次按照綜合價格、申報時間為優(yōu)先級進行高低匹配出清，各匹配對出清價格按照雙方報價的算術(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)境價值按照當月月度掛牌交易平均綠電環(huán)境價值執(zhí)行，電能量價格按照綜合價格減去環(huán)境價值執(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，不超過基準電量的105%。連續(xù)2個月月度中長期簽約率超出150%或近6個月內(nèi)有3個月中長期簽約率超出150%的，基準電量調(diào)整為近2個月平均用網(wǎng)電量，觸發(fā)上述條款后連續(xù)2個月簽約率低于105%的，可恢復基準電量執(zhí)行模式。
電力用戶確有增產(chǎn)需求的，可向電力交易機構(gòu)提交超額申請，經(jīng)電力交易機構(gòu)審核后生效。超額申請電量應符合實際生產(chǎn)需求，觸發(fā)簽約率過高限制條款的，申請調(diào)增電量不應超過近30日（以技術(shù)支持系統(tǒng)采集電量為準）最大日用網(wǎng)電量與當月天數(shù)的乘積。提交超額申請的電力用戶在當月月內(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)電機組月度凈合約電量上限，根據(jù)電力調(diào)度機構(gòu)提供的燃煤發(fā)電機組月度檢修計劃確定。月度交易電量約束無法滿足發(fā)電機組最低簽約比例要求的，月度簽約電量上限按照機組最低簽約比例要求執(zhí)行。
4.月內(nèi)交易
月內(nèi)交易分為集中競價交易、融合交易、發(fā)電側(cè)合同置換交易和合同回購交易。
（1）全部電力用戶及補貼新能源項目可參與月內(nèi)集中競價交易，月內(nèi)集中競價交易按工作日連續(xù)開展，采用用戶側(cè)單邊競價、邊際出清模式。月內(nèi)集中競價交易分三階段開展，交易標的物分別為D+1日至10日、D+1日至20日、D+1日至月底每日96點電力。
（2）全部電力用戶、燃煤發(fā)電企業(yè)和無補貼新能源項目可參與月內(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+滾動撮合模式組織。月內(nèi)融合交易分三階段開展，交易標的物周期分別為D+1日至10日、D+1日至20日、D+1日至月底。標的物按照時段分別設(shè)置，其中，D+1日至D+4日交易標的物為每日96點電力；D+5至本階段末標的物為每日四小時電量。
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)電和無補貼新能源項目僅作為賣出方（增量）。開市時段內(nèi)，發(fā)電側(cè)申報增量賣出電量、綜合價格（新能源發(fā)電申報價格不低于月度掛牌交易平均綠電環(huán)境價值）；用戶側(cè)申報置換賣出電量、置換價格（通過選擇原始合約確定原始合約電能量價格及環(huán)境價值）或申報買入電量、等效價格（綜合價格+置換價格）。集中撮合階段，買賣雙方按照等效價格進行排序，按照等效價格優(yōu)先、等效價格相同時綠電優(yōu)先、以上均相同時時間優(yōu)先原則進行匹配，邊際出清；滾動撮合階段，按照買賣雙方等效價格優(yōu)先、等效價格相同時綠電優(yōu)先、以上均相同時時間優(yōu)先原則進行匹配，完成匹配的，增量交易撮合價格按照匹配雙方等效價格的算術(shù)平均值向下保留1位小數(shù)執(zhí)行，環(huán)境價值按月度掛牌交易平均綠電環(huán)境價值執(zhí)行、電能量價格為等效價格扣減環(huán)境價值執(zhí)行；置換交易撮合價格按照匹配雙方等效價格的算術(shù)平均值向下保留1位小數(shù)執(zhí)行，電能量價格、環(huán)境價值均按置換原始合同執(zhí)行，置換價格按照撮合價格扣減電能量價格及環(huán)境價值執(zhí)行。
同一交易場次的同一時段，電力用戶不可同時買入和賣出電量，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)行的合同電量進行賣出，不得收取置換費用，撮合價格按照原始合同價格執(zhí)行。優(yōu)先成交電量僅可在具有相同優(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+滾動撮合模式組織，分三階段開展，交易標的物周期分別為D+1日至10日、D+1日至20日、D+1日至月底。標的物按照時段分別設(shè)置，其中，D+1日至D+4日交易標的物為每日96點電力；D+5至本階段末標的物為每日四小時電量。
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)、補貼新能源項目、無補貼新能源項目分別組織開展。開市時段內(nèi)，賣出（置換出）方申報賣出電量、置換價格（通過選擇原始合約確定原始合約電能量價格及環(huán)境價值），買入（置換入）方申報買入電量、等效價格（電能量價格+環(huán)境價值+置換價格），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)保機組替代低效、高污染火電機組及關(guān)停發(fā)電機組發(fā)電。同一交易場次的同一時段，發(fā)電企業(yè)不可同時買入和賣出電量，多年期交易電量不可賣出。
鼓勵燃煤發(fā)電機組加強設(shè)備治理，減少非計劃停運次數(shù)和時間。發(fā)生非計劃停運后，燃煤發(fā)電企業(yè)、電力調(diào)度機構(gòu)應及時向電力交易機構(gòu)通報非計劃停運情況，電力交易機構(gòu)根據(jù)機組非計劃停運情況開展機組非計劃停運期間合同置換交易。
燃煤發(fā)電機組非計劃停運期間僅可對D+1日中長期合約進行賣出（遇有節(jié)假日、公休日的可延長至下一工作日），可置換電量占原始合約電量比例上限隨非計劃停運時間增加逐步降低。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行組織，分別可對每月1日至月底、11日至月底、21日至月底的年度（月分解）、月度中長期合約曲線進行回購，回購電量不超過回購標的對應的原始合同電量?；刭徺M用（額外支付給對方的費用）由發(fā)起方承擔。燃煤發(fā)電機組非計劃停運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)需向交易機構(gòu)申報全年發(fā)電能力并分解到月，月分解電量原則上應不高于近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。未主動進行發(fā)電能力申報的，按同區(qū)域同類型平均申報發(fā)電能力曲線執(zhí)行。允許新能源發(fā)電企業(yè)按月或更短周期對發(fā)電能力做出調(diào)整。新能源發(fā)電場站（期）交易成交曲線不超過發(fā)電能力曲線，光伏發(fā)電成交曲線時段不應超過光伏有效發(fā)電時段（暫定為每日4時至20時），參與交易標的為全月、全日直線的年度、月度掛牌交易時可不受有效發(fā)電時段限制。
（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)用戶預測用電曲線確定，分時段價格采用當前交易周期一般行業(yè)用戶與對應類型發(fā)電企業(yè)簽訂合同的分時段加權(quán)平均價格。
2.水電、生物質(zhì)等未納入市場的發(fā)電機組上網(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、分散式風電項目上網(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)通過市場化方式采購火電電量，交易價格參照代理工商業(yè)價格形成方式確定。
四、網(wǎng)對網(wǎng)跨區(qū)跨省市場交易省內(nèi)銜接
國家發(fā)展改革委下達的跨省區(qū)優(yōu)先發(fā)電計劃電量全部通過年度中長期交易合同方式落實，由電網(wǎng)企業(yè)掛牌、按照燃煤發(fā)電企業(yè)、無補貼新能源項目分別組織。網(wǎng)對網(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)電場站摘牌電量占全部掛牌電量比例不超過新能源發(fā)電場站申報發(fā)電能力占同類型新能源發(fā)電場合計申報發(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)電計劃）累計新能源交易比例不得高于2026年蒙西地區(qū)可再生能源消納責任權(quán)重要求。
五、新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制電量
依據(jù)《深化蒙西電網(wǎng)新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》要求，電力交易機構(gòu)根據(jù)機制電量規(guī)模，按照全網(wǎng)新能源年度發(fā)電能力申報中各月電量占比分解到各月，考慮不同項目類型發(fā)電特性，按照風電、太陽能兩種類型分別計算分解。
六、積極開展綠色電力交易
按照《國家發(fā)展改革委辦公廳、國家能源局綜合司關(guān)于內(nèi)蒙古電力市場綠色電力交易試點方案的復函》（發(fā)改辦體改〔2024〕82號）及有關(guān)實施細則要求，綠電交易納入中長期交易范疇，新能源發(fā)電企業(yè)全部區(qū)內(nèi)市場化電量參與，有關(guān)要求按照《內(nèi)蒙古電力多邊交易市場綠色電力交易實施細則（試行）》執(zhí)行。
七、鼓勵獨立儲能電站參與中長期交易
完成市場注冊的獨立儲能電站可按照發(fā)電、用電單元分別參與電力中長期交易，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)度機構(gòu)應對獨立儲能電站的發(fā)電、用電中長期合約進行安全校核，并將校核通過后的中長期合約曲線作為充、放電執(zhí)行曲線。
八、交易價格
經(jīng)營主體參與電力中長期交易申報價格單位統(tǒng)一為元/兆瓦時（元/千千瓦時），精確至小數(shù)點后1位。
電力用戶參與燃煤發(fā)電交易各時段價格在燃煤發(fā)電基準價格上浮不超過20%，高耗能行業(yè)用戶不受上浮20%限制，但不得高于現(xiàn)貨市場申報價格上限。同時放開各時段價格下限，為避免惡意競爭，交易價格暫不得為負。鼓勵電力用戶與燃煤發(fā)電企業(yè)簽訂隨市場供需、發(fā)電成本變化的靈活價格機制的中長期合同，合同聯(lián)動價格不受上述價格上限限制。
新能源（綠電）協(xié)商、掛牌各時段電能量交易價格不高于燃煤發(fā)電基準價格，同時放開各時段價格下限，為避免惡意競爭，交易價格暫不得為負。電力用戶參與新能源（綠電）競價交易各段申報綜合價格（電能量價格與環(huán)境價值之和，下同）不低于2025年享受可再生能源補貼新能源項目區(qū)內(nèi)平均成交綜合價格，不高于現(xiàn)貨市場申報價格上限。
用戶側(cè)、發(fā)電側(cè)在合同電量轉(zhuǎn)讓中收取價格不高于原合同電能量價格的20%，支付價格不高于原合同電能量價格的50%；合同回購交易中支付價格不得高于原合同電能量價格的50%。
九、中長期合同偏差結(jié)算
中長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)、獨立儲能、風光制氫項目上網(wǎng)部分和購網(wǎng)部分、源網(wǎng)荷儲一體化項目電力用戶及網(wǎng)對網(wǎng)跨省區(qū)交易用戶暫不參與中長期合同偏差結(jié)算。
（一）年度合約偏差結(jié)算
年度中長期合約簽約比例未達到本文件要求的發(fā)電企業(yè)和電力用戶，實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)按照燃煤機組年度交易平均成交價格的20%支付偏差結(jié)算費用，新能源企業(yè)按照同類型新能源年度平均交易電價的20%支付偏差結(jié)算費用；電力用戶對應燃煤發(fā)電電量按照相應行業(yè)電力用戶與燃煤發(fā)電機組年度交易成交價格的20%支付偏差結(jié)算費用，對應新能源電量按照各類型新能源年度平均交易電價的20%支付偏差結(jié)算費用。新能源年度交易偏差考核應簽約電量為年度簽約比例要求*[兩者取大（上一年度上網(wǎng)電量或本年度申報年度發(fā)電能力）減去本年度機制電量]。
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、用電無法達到年度合約簽約比例對應的電量水平，以至于不能滿足年度中長期合同簽約的要求，可以申請核減年度偏差結(jié)算電量，年內(nèi)實際發(fā)電、用電量達到年度合約簽約比例水平時需按1.1倍補繳核減的偏差結(jié)算費用。
參與單邊競價優(yōu)先成交的電力用戶應審慎合理申報交易電量，全部電量合同的超額偏差按非優(yōu)先成交電量合同價格與優(yōu)先成交電量合同價格的差值的1.2倍補繳偏差結(jié)算費用，參與單邊競價優(yōu)先成交的電力用戶置換優(yōu)先成交合約電量按非優(yōu)先成交電量合同價格與優(yōu)先成交電量合同價格的差值的1倍補繳偏差結(jié)算費用。
（二）發(fā)用電企業(yè)偏差結(jié)算電費進行分攤
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)算費用按照用電企業(yè)交易電量比例進行分攤，用電側(cè)偏差結(jié)算費用按照單位裝機交易電量比例進行分攤。
十、其他事項
（一）電網(wǎng)企業(yè)和交易機構(gòu)應積極推進新型經(jīng)營主體參與電力市場，積極推動儲能和可調(diào)節(jié)負荷等單一技術(shù)類新型經(jīng)營主體及虛擬電廠（負荷聚合商）、智能微電網(wǎng)、增量配網(wǎng)和六類市場化項目等資源聚合類新型經(jīng)營主體平等參與電力市場交易，支持新型經(jīng)營主體創(chuàng)新發(fā)展。
（二）按照項目價格批復等文件，根據(jù)《財政部 國家發(fā)展改革委 國家能源局關(guān)于〈關(guān)于促進非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見〉有關(guān)事項的補充通知》（財建〔2020〕426號），補貼項目達到全生命周期補貼電量后，經(jīng)發(fā)電企業(yè)提供相關(guān)證明，并與電網(wǎng)企業(yè)同時確認后，可進行發(fā)電項目交易類別變更。如國家有特殊規(guī)定，按相關(guān)要求執(zhí)行。
（三）電網(wǎng)企業(yè)和交易機構(gòu)應在滿足蒙西地區(qū)可再生能源消納責任權(quán)重、綠色電力消費比例等要求的基礎(chǔ)上，推動跨省跨區(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新能源消納。
（四）交易機構(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)進行合并分類。
（五）交易機構(gòu)要進一步強化風險識別，探索建立市場經(jīng)營主體結(jié)算風險評估體系，及時研判經(jīng)營主體參與市場風險，加強用戶側(cè)交易行為監(jiān)測（特別是集中競價交易），做好風險識別、上報及應急處置工作。
（六）交易機構(gòu)要進一步引導經(jīng)營主體合理簽訂中長期合約，鼓勵東西部用戶簽訂體現(xiàn)現(xiàn)貨價格的中長期合同，在組織集中交易過程中應明確標注用戶所在分區(qū)。交易機構(gòu)要抓緊開展輸電權(quán)研究，加快制定相關(guān)市場機制，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)重大問題及時完善相關(guān)機制。在開展阻塞盈余費用分享時，考慮曲線合理度因素，按照經(jīng)營主體全月曲線合理度對返還阻塞盈余費用時的電量比例進行修正。
（七）優(yōu)化需求側(cè)響應交易，當月已列入緊急需求側(cè)響應執(zhí)行庫的交易單元仍可參與日前需求側(cè)響應交易申報，中標后次日不再作為緊急需求側(cè)響應資源被調(diào)用，按照日前需求側(cè)響應中標單元進行評估和結(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)容量的市場化新能源項目和獨立儲能參與，逐步擴展至虛擬電廠、可中斷負荷等各類新型主體，激勵更多調(diào)節(jié)資源投資運營，從而提高區(qū)內(nèi)新能源消納能力。
（九）推動容量市場建設(shè)，建立市場化的容量定價機制，進一步理順價格形成，保障電力市場可靠性容量的充裕性；探索輸電權(quán)交易機制，形成對阻塞費用的市場化疏導。
（十）交易機構(gòu)應進一步規(guī)范市場主體賬號管理。加強各類交易賬號認證管理，實現(xiàn)交易行為可追溯性，適時建立集中報價管理機制和交易賬號風險監(jiān)控機制，對交易賬號異常行為進行預警和處置，防范市場操縱和違規(guī)交易風險。
（十一）市場主體應規(guī)范使用交易系統(tǒng)，嚴禁自行或允許第三方通過非官方程序、腳本、爬蟲或者其他自動化的方法使用系統(tǒng)或相關(guān)數(shù)據(jù)。交易機構(gòu)應加強違規(guī)使用系統(tǒng)監(jiān)測，對造成嚴重后果的違規(guī)行為應及時上報和處罰，確保交易公平公正和數(shù)據(jù)安全。
（十二）交易機構(gòu)應常態(tài)開展電力市場主體信用評價工作，持續(xù)優(yōu)化完善信用評價指標體系，推動評價結(jié)果與售電公司履約保函額度聯(lián)動等拓展應用。
（十三）交易機構(gòu)應開展交易員培訓、考核，交易員需完成相應學習內(nèi)容，考核合格后獲取交易系統(tǒng)操作資格，持續(xù)提升交易員實操能力與合規(guī)意識。
本方案自2026年交易組織實施起開始執(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。
內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局
2025年12月30日
（此件主動公開）
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：
按照國家和自治區(qū)有關(guān)文件精神，為加快構(gòu)建以新能源為主體的新型電力交易市場，充分發(fā)揮電力中長期市場保供穩(wěn)價基礎(chǔ)性作用，保障電力平穩(wěn)高效運行，經(jīng)電力市場管理委員會審議通過，現(xiàn)將2026年內(nèi)蒙古東部電力交易市場中長期交易有關(guān)事宜通知如下。
一、交易電量規(guī)模
預計2026年蒙東區(qū)內(nèi)電力市場交易電量規(guī)模533億千瓦時（含線損電量）。按照用電類型劃分，工商業(yè)用電386億千瓦時，居民農(nóng)業(yè)用電147億千瓦時；按照交易類型劃分，直接交易299億千瓦時，電網(wǎng)代購234億千瓦時。
二、市場經(jīng)營主體
（一）發(fā)電企業(yè)
符合電力市場入市基本條件的蒙東地區(qū)發(fā)電企業(yè)，可按要求直接參與市場交易（暫不含水電、生物質(zhì)等發(fā)電企業(yè)，待國家或者自治區(qū)政府有關(guān)政策明確后，適時推動參與市場交易）。分布式光伏、分散式風電可作為獨立的經(jīng)營主體參與市場，也可聚合后參與市場，未選擇直接參與市場交易或通過聚合方式參與市場的項目，默認以價格接受者方式參與市場。
（二）電力用戶
繼續(xù)推動蒙東地區(qū)工商業(yè)電力用戶全面參與市場，逐步縮小電網(wǎng)代理購電規(guī)模。除居民（含執(zhí)行居民電價的學校、社會福利機構(gòu)、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（含限制類）原則上全部直接參與市場交易。
（三）售電公司
參與2026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2026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(gòu)及時、足額繳納履約保函或履約保險。售電公司須持續(xù)滿足注冊條件，規(guī)范參與電力批發(fā)、零售市場交易。電力交易機構(gòu)加強零售市場運營管理，建立售電公司服務費套餐模式。
（四）新型主體
新型主體主要包括獨立儲能、綠電直連、虛擬電廠、工業(yè)園區(qū)綠色供電項目等。新型主體須在蒙東電力交易平臺完成市場注冊，按照規(guī)則參與電力市場。
三、交易組織
（一）交易安排
2026年電力中長期交易包括年度交易、月度交易和月內(nèi)交易。交易組織主要采用集中競價、雙邊協(xié)商、掛牌、滾動撮合方式開展。
1.年度交易
年度交易中，電力用戶（售電公司）與蒙東調(diào)管火電、新能源交易按照集中競價方式、滾動撮合方式開展。綠電交易、電力用戶（售電公司）與分部調(diào)管火電按照雙邊協(xié)商方式開展。
集中競價交易。用電側(cè)申報電量按照工商業(yè)負荷側(cè)分月典型曲線；發(fā)電側(cè)火電、風電分月申報電量按照直線，光伏分月申報電量按照典型曲線。發(fā)用電兩側(cè)按照分月24時段進行申報電價，交易按照邊際電價出清方式，形成年度分月分時合同，各月出清電力按照均分方式拆分至各日。
滾動撮合交易。在年度集中競價交易中未滿足成交意愿的經(jīng)營主體，可繼續(xù)參與年度滾動撮合交易，交易按照“價格優(yōu)先、時間優(yōu)先”的原則滾動出清，交易標的物為分月24時段電力。交易出清后，各月出清電力按照均分方式拆分至各日。
雙邊協(xié)商交易。發(fā)用兩側(cè)自主協(xié)商交易電量、電價，形成分月24時段電力，各月出清電力按照均分方式拆分至各日。
2.月度交易
交易方式參照年度交易，市場經(jīng)營主體結(jié)合發(fā)電情況、負荷預測，按照分時典型曲線或24時段進行交易申報，形成分月分時段合同。
3.月內(nèi)交易
月內(nèi)交易包括滾動撮合交易和合同轉(zhuǎn)讓交易。
滾動撮合交易。月內(nèi)滾動撮合交易按工作日連續(xù)開展，其中，日滾動撮合交易D-2日開展，標的物為D日24時段電量。多日滾動撮合交易D-3日開展，標的物為至D日至月底（或多日）24時段電量，成交電量均分至每日。
滾動撮合交易按照“價格優(yōu)先、時間優(yōu)先”的原則滾動出清。同一市場經(jīng)營主體可根據(jù)自身合同調(diào)整需求參與滾動撮合交易，發(fā)電企業(yè)、售電公司（電力用戶）均可作為售電方、購電方參與交易。
合同轉(zhuǎn)讓交易。月內(nèi)合同轉(zhuǎn)讓交易按照雙邊協(xié)商方式開展，交易標的物為D-3日至月底（或多日）合同電量。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)讓應符合節(jié)能減排原則。
4.簽約比例要求
按照國家發(fā)展改革委、國家能源局要求，合理確定市場經(jīng)營主體中長期簽約比例。
（1）燃煤發(fā)電企業(yè)。原則上，年度中長期合約電量應不低于上一年度上網(wǎng)電量的60%，并通過后續(xù)合同簽訂，保障每月月度及以上電力中長期合約電量比例不低于預計上網(wǎng)電量的80%。
（2）新能源場站。原則上，年度中長期合約電量應不低于上一年度上網(wǎng)電量或本年度申報發(fā)電能力（扣除機制電量后，二者取較大值）的60%，并通過后續(xù)合同簽訂，保障每月月度及以上電力中長期合同簽約電量比例不低于預計上網(wǎng)電量或申報發(fā)電能力（扣除機制電量后，二者取較大值）的80%。
（3）市場化電力用戶。原則上，批發(fā)側(cè)電力用戶（含售電公司、電網(wǎng)代理購電）年度中長期合約電量應不低于本年度用網(wǎng)電量的60%，并通過后續(xù)合同簽訂，保障每月月度及以上中長期合約電量比例不低于預計用電量的80%。其中，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期合同。電網(wǎng)代理購電剔除調(diào)試電量、省間現(xiàn)貨、優(yōu)先發(fā)電量、機制電量等成分計算年度簽約比例。
電力交易機構(gòu)應做好動態(tài)監(jiān)測，對簽訂率不滿足要求的批發(fā)用戶（售電公司、電網(wǎng)代理購電）、燃煤發(fā)電企業(yè)、新能源場站及時給予提醒。
5.交易校核要求
電力交易機構(gòu)對中長期交易結(jié)果開展交易校核，設(shè)置交易上限，避免明顯超發(fā)、超用電量簽約。年度、月度交易中，新能源發(fā)電企業(yè)年度分月、月度合同電量（含外送合同），不得超過近三年同月最大上網(wǎng)電量，新投產(chǎn)新能源項目不超過近三年投產(chǎn)同類型機組同月最大發(fā)電小時數(shù)。售電公司和直接交易用戶合同電量，原則上分別不超過所代理用戶和本企業(yè)去年同期年度及分月用電量的1.2倍。新投產(chǎn)用電項目依據(jù)報裝容量和用電需求，出具佐證文件。
（二）電網(wǎng)代理購電交易
電網(wǎng)代理購電按居民農(nóng)業(yè)、工商業(yè)分別采購，采用集中競價和掛牌方式，集中競價交易中電網(wǎng)企業(yè)以報量不報價方式，作為價格接受者參與市場出清，成交不足部分采用掛牌方式開展。掛牌購電價格按本交易周期集中競價交易加權(quán)平均價格確定，交易周期包括年度、月度和月內(nèi)多日交易。居民、農(nóng)業(yè)用戶典型曲線通過可計量、可采集的歷史分時曲線或歷史發(fā)電側(cè)發(fā)電曲線（扣減聯(lián)絡(luò)線凈外送）扣減市場化用戶用電曲線形成。
（三）區(qū)內(nèi)綠電交易
綠電交易按照多年、年度、月度、月內(nèi)交易周期開展，主要采用雙邊協(xié)商方式，各交易周期綠電交易優(yōu)先組織。綠電交易價格包括電能量價格和綠色環(huán)境權(quán)益價值，綠色環(huán)境權(quán)益價值按照綠色電力證書市場供需合理確定。區(qū)內(nèi)綠電交易不單獨組織集中競價、滾動撮合交易。
參與多年期綠電交易的雙方應按照電力交易機構(gòu)公布的統(tǒng)一范本簽訂多年期綠電購電協(xié)議，提交電力交易機構(gòu)備案后生效。多年期交易應按年度分解執(zhí)行，納入年度交易管理范疇。多年期協(xié)議應在交易年度分解過程中協(xié)商確定本年度電力曲線及價格曲線。經(jīng)協(xié)議各方協(xié)商一致，多年期交易電量、曲線和價格可以按年度進行調(diào)整。
（四）配套電源交易
跨省跨區(qū)送電配套電源，在優(yōu)先滿足優(yōu)先發(fā)電規(guī)模計劃后仍有富余能力的，可在月內(nèi)依次參與蒙東區(qū)內(nèi)和其他省份送電的中長期交易。
（五）新型主體交易
獨立儲能電站、虛擬電廠可自愿選擇參與中長期交易，可作為發(fā)電側(cè)、用電側(cè)兩種角色參與市場，分別采用相應的中長期方式參與交易。也可自愿選擇“報量不報價”或“報量報價”模式參與現(xiàn)貨電能量市場。
虛擬電廠、綠電直連項目，應配合電網(wǎng)企業(yè)優(yōu)化電能計量系統(tǒng)功能，完成相關(guān)電能計量裝置（采集）安裝，滿足電費結(jié)算要求。
四、關(guān)于價格機制
（一）做好峰谷分時電價政策與市場交易電價銜接。直接參與市場用戶（含零售用戶）不再執(zhí)行峰谷分時電價政策。電網(wǎng)代理購電用戶，繼續(xù)執(zhí)行峰谷分時電價政策，執(zhí)行峰谷分時電價產(chǎn)生盈虧費用由電網(wǎng)代理購電用戶分攤或分享。
（二）設(shè)置中長期交易價格申報上下限。經(jīng)市場管理委員會審議通過，年度、月度交易以2025年度分月、月度中長期加權(quán)交易均價為基準，按月分別設(shè)置±20%的限值，高耗能行業(yè)用戶不受上浮20%限制，上下限值見下表。月內(nèi)滾動撮合交易價格申報上下限，參照現(xiàn)行蒙東現(xiàn)貨市場價格申報限值（-50元/兆瓦時至1500元/兆瓦時）。
（三）鼓勵中長期合同雙方簽訂隨市場供需、發(fā)電成本變化的靈活價格機制，不得強制要求簽訂固定價，可根據(jù)電力供需、市場結(jié)構(gòu)等情況，煤電企業(yè)可以在年度中長期合同中約定一定比例電量反映實時供需的靈活價格。
五、關(guān)于電量結(jié)算原則和相關(guān)考核機制
（一）結(jié)算原則
現(xiàn)貨連續(xù)結(jié)算試運行期間，批發(fā)市場按照現(xiàn)貨結(jié)算實施細則相關(guān)要求開展結(jié)算。未建立零售關(guān)系的電力用戶參照批發(fā)交易用戶開展結(jié)算。
（二）年度中長期交易規(guī)?？己?/span>
按照國家發(fā)展改革委有關(guān)要求，為了促進電力中長期合同高質(zhì)量簽約、履約，實施年度中長期交易簽訂規(guī)模的考核。
1.考核方式。對參與中長期交易的經(jīng)營主體，年度中長期交易合同不滿足簽約比例要求的偏差電量，開展偏差考核。燃煤發(fā)電企業(yè)按照燃煤機組年度中長期交易平均成交價格的20%支付偏差結(jié)算費用；新能源場站按照新能源年度中長期交易平均成交價格的20%支付偏差結(jié)算費用；電力用戶（售公司、電網(wǎng)代理購電）按照用電側(cè)年度中長期交易平均成交價格的20%支付偏差結(jié)算費用。年度發(fā)電側(cè)或用電側(cè)全網(wǎng)平均簽約比例達到要求，則不再執(zhí)行年度考核。
2.費用分攤。發(fā)用電企業(yè)年度簽約比例偏差結(jié)算電費按照發(fā)電側(cè)、用電側(cè)分別設(shè)立賬目，在發(fā)電企業(yè)和批發(fā)側(cè)電力用戶間進行分攤。發(fā)電側(cè)按照發(fā)電企業(yè)年度交易電量比例進行分攤，用電側(cè)按照用電企業(yè)年度交易電量比例進行分攤。
六、關(guān)于省間保供價格申報和分攤原則
由電網(wǎng)企業(yè)通過省間中長期、滾動撮合、東北區(qū)域互濟交易等方式購入電量，購電價格參考近期東北三省同時段各交易品種成交價格或現(xiàn)貨價格，最高不超過東北區(qū)域互濟交易申報價格上限，由此造成購電成本上漲或發(fā)電成本降低，依據(jù)“誰受益、誰承擔”的原則，向相關(guān)責任主體分攤或分享。
七、關(guān)于中長期與機制電量銜接機制
（一）現(xiàn)貨市場連續(xù)運行后，全部執(zhí)行機制電量的分布式、扶貧等新能源不參與中長期交易，只參與日前和實時市場。部分執(zhí)行機制電量的帶補貼新能源，在省內(nèi)交易、省間中長期交易申報環(huán)節(jié)設(shè)置約束機制，Q交易申報上限=Q發(fā)電能力-Q機制電量-Q已達成合約；由新能源企業(yè)報送發(fā)電能力（年度、月度上網(wǎng)電量預測）。
（二）新能源機制電量按照實時市場節(jié)點電價結(jié)算，機制電量優(yōu)先匹配居民農(nóng)業(yè)用電，電網(wǎng)代理居民農(nóng)業(yè)向市場購電時，需相應扣減優(yōu)發(fā)電量、機制電量后仍有需求再向市場購電，確保省內(nèi)市場發(fā)用兩側(cè)電量結(jié)構(gòu)平衡。
（三）新能源同類項目市場交易均價的類型劃分，原則上按照風電、光伏兩類劃分。
八、其他要求
（一）電網(wǎng)企業(yè)和電力交易機構(gòu)應積極推進儲能、虛擬電廠（負荷聚合商）、綠電直連項目等新型經(jīng)營主體參與電力市場，完善相關(guān)市場交易細則，支持新型經(jīng)營主體創(chuàng)新發(fā)展。
（二）電網(wǎng)企業(yè)和電力交易機構(gòu)應按照《電力市場信息披露基本規(guī)則》，在滿足保密與安全要求前提下，加強與市場經(jīng)營主體實時信息共享。
（三）納入機制電價的新能源項目達到全生命周期合理利用小時數(shù)或運行年限后，依據(jù)項目核準、批復等證明材料，由發(fā)電企業(yè)提供相關(guān)證明，經(jīng)電網(wǎng)企業(yè)同時確認后，不再執(zhí)行機制電價。如國家有特殊規(guī)定，按相關(guān)要求執(zhí)行。
（四）為保障電力市場運營所需的交易安全、數(shù)據(jù)安全和網(wǎng)絡(luò)安全，對于電力交易平臺面臨的網(wǎng)絡(luò)安全風險（如黑客、惡意代碼等攻擊、干擾和破壞等行為），電力交易機構(gòu)可對疑似攻擊市場主體訪問平臺進行限制，由此導致的經(jīng)濟損失等不良后果，由相關(guān)市場主體自行承擔。
（五）電力交易機構(gòu)應常態(tài)開展電力市場主體信用評價工作，持續(xù)優(yōu)化完善信用評價指標體系，將信用評價融入市場運營全流程，逐步建立起“守信激勵、失信懲戒”的長效機制。
（六）電力交易機構(gòu)應常態(tài)化監(jiān)測售電公司履約保函或履約保險剩余額度，規(guī)避售電公司履約風險。
（七）電力交易機構(gòu)、電力調(diào)度機構(gòu)要做好中長期、現(xiàn)貨規(guī)則和細則培訓工作，幫助各類市場經(jīng)營主體準確理解規(guī)則、掌握交易流程和操作方法，提升市場經(jīng)營主體參與能力和風險意識。
（八）發(fā)電企業(yè)、售電公司、電力用戶應依法合規(guī)、嚴格按照市場規(guī)則參與交易，履行相關(guān)義務，不得濫用市場力，不得實施串謀報價、哄抬價格等擾亂市場秩序的行為。
（九）本通知未明確事宜或國家、自治區(qū)有明確要求的，按照國家、自治區(qū)有關(guān)規(guī)定和《蒙東電力市場規(guī)則體系（試行）》（內(nèi)能源電力發(fā)〔2025〕8號）執(zhí)行。
內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局
2025年12月30日
（此件主動公開）
