内蒙古：2022年光伏保量保价优先发电计划900小时，领跑者1500小时

日前，内蒙古商务厅发布了《关于做好2022年内蒙古电力多边交易市场中长期交易工作的通知》。

通知书明确规定，到2022年，初步安排常规风电保价优先发电计划时数1100小时，特许项目2000小时，按蒙西地区燃煤发电基准价格结算；发电价格低于蒙西地区燃煤发电基准价，2000小时内的电量按竞价价格结算，除以上所列的风力发电项目外，均纳入电力市场。

首次规定了常规PV保价优先发电方案的发电量时间为900小时，领跑者项目1500小时，以蒙西地区燃煤电厂为例，竞价上网电价低于蒙西地区燃煤电厂上网电价。发电时间为1500小时以内的，按竞价价格计算；光伏发电项目除上述外，均按电力市场进行。

按照通知，年内，保量保价优先发电计划可根据居民、农业实际用电及市场交易情况适时调整。报价低于蒙西地区燃煤基准价格的新能源发电项目，按竞价价格结算的电量优先保障居民、农业用电，其余部分作为电网企业代理工商业用户购电。

全文如下：

内蒙古电力(集团)有限公司、内蒙古电力交易中心有限公司、各相关发电企业、售电公司、电力用户：

为了落实《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价改革的通知》(发改价格〔2021〕1439号)，“国家发展改革委办公厅关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知”(发改委发改价格[2021]809号)，根据国家有关文件的精神，国家发展改革委国家能源局关于印发《关于销售电力公司的管理办法》(发改体改字[2020]1595号)的规定，要加快建设新能源多边交易市场，切实做好2022年内蒙古电力多边交易工作，保证电力市场有序发展，充分发挥电力市场在稳定经济增长、调整产业结构方面的作用，以下通2022内蒙古电力多边交易市场中长期交易关事项：

一，交易规模。

贯彻执行国家关于发展用电和促进工商用户全面进入市场的有关文件精神，根据蒙西电网2022年社会用电量增长情况，全区电力市场2022年交易电量达到蒙西电网2000亿千瓦时左右，它含有一般工业和商业用户360亿的新入市电力。

二是要有序扩大市场交易范围。

(一)扩大市场主体范围。

发电商：蒙西电网现役燃煤机组和符合电力市场准入要求的光伏电站。公用地调式燃煤机组应满足电网调度和计量条件，有条件的地调公用燃煤机组可以直接参与交易；不符合条件的地调燃煤机组作为电网公司代理工商业电源，发电量按照电网公司代理工商业价格执行。在《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的几点意见》(中发〔2015〕9号)文件印发前投入生产的非补贴新能源发电项目，分散型风电项目、分布式光伏项目暂时不参与电力市场交易，按照国家和自治区的要求，适时进入电力市场。

用电量：除居民(包括执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益事业用户)外，10千伏及以上的工商用户原则上要直接参与市场交易(直接向发电站或售电公司购买电力)，暂时不能直接参与市场交易的可由电网企业代购电力；鼓励其他工商用户直接参与市场交易，电网企业不直接参与市场交易的代理购电业务。无需分开交易的用电企业、生产和配套辅助生产用电、办公室等用电统一参与交易；同一企业具有需要分别参与不同交易的多个用电类别(包括高耗能企业中的非生产用电)，如果能以户号为单位单独计量，则可以按不同的行业参与市场交易，对涉及多个行业但不能单独分户计量的企业，按用电类别进行计量改造。

销售公司：根据《国家发展改革委国家能源局关于印发<售电公司管理办法>(发改体改字[2020]1595号)文件执行，在交易平台注册，并按时足额缴纳履约担保书或履约保险。涉及2022年年度交易的售电公司，应当根据年度交易电量规模，在交易开始之前向交易机构补充提交一份全额支付履约保证金或履约保险的承诺书，在内蒙古自治区的售电公司履约保证书，在履约保险相关要求出台后，1个月内按有关要求补交履约保函或履约保险。

鼓励用电少、独立参与困难的电力用户注册成为零售用户，通过售电公司代理参与交易。电力交易平台提出申请之前，需要与售电公司签订直接交易委托协议，以避免电力企业注册成功后因无电力公司绑定而产生的交易风险。

㈡简化用户的市场准入程序。

对取消用户产业政策、项目立项、安全、环境保护、能源效率等方面的要求，对10千伏及以上的工商业用户可以通过注册、备案、公示等机制进入电力市场。

蒙西地区所有煤电企业(包括煤、洗煤)都被纳入电力市场，没有主动登记的煤炭企业，可以由电力市场主管部门在公示后进行市场公示。已明令禁止交易的煤炭企业按要求进行其它电力交易。每月10日之前，已按规定停产的煤炭企业须向交易机构提交停产和调整交易类别的申请，经交易机构确认后，将不再实行“基准交易价+浮动交易价”的市场机制，其用电量按要求参与其他电力交易。

三、保价优先发电电量合同。

㈠合同的订立。

“保价格优先发电量”合同，是发电企业和电网公司签订的中长期交易合同，根据中长期交易合同进行转让和结算。保价优先发电电量按照自治区优先发电计划安排，由交易中心组织电网公司与有关发电商签订合同。保价格优先合同每年签订的发电电量合同，根据优先发电安排确定合同电量和电厂签定范围。交易商根据月度购电规模和典型负荷曲线，在区内直接交易开市前公布相关发电企业保量保价优先发电电量合同月分解电量、电力曲线。根据每月购电规模和典型负荷曲线，电网公司在区内直接交易开市前，为相关发电企业提供保价优先的发电电量，并按合同月度电量、电力曲线向交易机构提供保量保价的合同月度分解电量。

(二)参与电力市场新能源发电项目优先发电规划安排。

在2022年，初步确定常规风电保价优先发电计划的时数为1100小时，特许项目2000小时，燃煤发电价格按蒙西地区执行；发电上网电价低于蒙西地区燃煤上网电价；2000小时内的电量按竞价价格结算，除上述电量外，所有发电项目的发电量都纳入电力市场。首次规定了常规PV保价优先发电方案的发电量时间为900小时，领跑者项目1500小时，以蒙西地区燃煤电厂为例，竞价上网电价低于蒙西地区燃煤电厂上网电价。发电时间为1500小时以内，按竞价价格计算；光伏发电项目除上述外，所有发电量都纳入电力市场。年内，根据居民、农业实际用电及市场交易的实际情况，保价优先发电计划可适时调整。报价低于蒙西地区燃煤基准价格的新能源发电项目，按竞价价格结算的电量优先保障居民、农业用电，其余部分作为电网企业代理工商业用户购电。

四是区域直接用电交易。

(一)用户分类。

区域用电企业的直接交易按用户行业划分为一般行业用户、高耗能行业用户、煤炭用户、各类别电力用户可按照交易周期组织交易。

㈡年度业务往来。

蒙西电网高耗能产业用户(包括售电公司的代理用户)均参加2022年年度交易，售电公司可参与年度交易。开展年度交易之前，高耗能行业用户和参与年度交易的售电公司向交易机构申报全年预计用电量(代理电量)。高能耗电力用户年交易量不应少于前三年平均上网电量的80%，本公司每年的交易电量不少于所有代理用户前三年平均用网容量之和的70%；并且通过后续月度合同，努力保证中长期合同电量不低于用前三年平均用电量的90%-95%。如果高耗能行业用户2022年全年的交易电量不能满足以上要求，则按其全年预期用电量参与年度交易。年交易量优先进行协商交易，交易完成后未成交电量和没有参与电力交易的电力用户都可以参加挂牌交易。按电力侧挂牌、发电侧摘牌的挂牌交易模式进行。

在2021年电力市场中，考虑价格的大幅波动，第一步，鼓励市场主体在签订2022年年度中长期交易合同时就初始价格达成一致(一月的交易价格)，结合煤炭价格水平、用户产品价格水平等因素，采取“初始价格+浮动价格”联动模式，每月价格由合同双方每月申报确认，并可根据国家颁布的有关合同范本进行调整，如果该月合同双方未确认新的交易价格，则按上次确认价格执行。如双方达成固定交易价格或联动交易模式确有困难，2022年度交易合同可以暂时只约定合同电量和功率曲线，但需要在合同中明确分月合同价格形成机制，如果合同结束时双方仍未达成合同价格，用户按当月同类用户平均成交电价的1.1倍结算，发电商按当月同类发电企业平均成交电价的0.9倍结算。若遇国家、自治区政策调整，有关电力用户与发电企业已签订的年度交易合同，须按有关文件进行调整。

㈢每月的业务往来。

在2022年期间，蒙西电网将向所有工商用户提供每月的交易，高消耗能源用户每月交易电量的上限是年度交易每月分解电量的30%；参与年度交易的用户每月交易电量上限是年度交易月度分解电量的50%；年交易月度交易电量上限。不参加年度交易或年度交易没有成交的高耗能行业用户，只能参加每月集中竞价交易；2022年全年用电量不能满足年度交易电量比例的电力用户，超过每年超过5%的用电提交给交易机构，都参与每月集中竞价交易。

每月的交易优先进行协商交易，交易结束后，未成交电量和没有参加协商交易的电力用户都可以参与挂牌交易。按照电力侧挂牌和发电侧摘牌的方式进行挂牌交易。在挂牌交易完成后，无成交电量可以参与集中竞价交易，集中竞价交易按照峰平谷时段分别组织进行，每个时间段的限价以“时间基准价+上浮”确定，水平段基价是蒙西地区燃煤发电的基准价格(煤炭行业交易段基价为指导价)，其它时段基准价格浮动比例应符合有关文件要求。中央竞价采用发侧单边竞价的方式，即企业报量不报价，作为出清价格的接受者，在发电侧按申报价格由低到高排序的方式，即用电企业的报量不报价，作为出清价格的收集者。