蒙东：2025年带补贴光伏项目“保量保价”635小时 分布式新能源全额“保量保价”

12月19日，内蒙古自治区能源局下发关于做好2025年内蒙古东部电力交易市场中长期交易有关事宜的通知。根据通知，预计2025年蒙东电网区内电力市场交易电量规模约351亿千瓦时（含工商业线损），按照用电侧类别划分，直接交易251亿千瓦时，电网公司代理交易100亿千瓦时（含工商业线损）；按照发电侧类别划分，购分部直调火电82亿千瓦时，蒙东公司调管火电56亿千瓦时，带补贴新能源120亿千瓦时，平价新能源93亿千瓦时。

符合电力市场入市基本条件的蒙东地区发电企业，可按要求直接参与市场交易（暂不含常规水电、生物质、分布式、分散式和扶贫项目等发电企业，待国家或者自治区政府有关政策明确后，适时推动参与市场交易）。

新能源“保量保价”优先发用计划纳入中长期交易，原则上在年度交易开始前，电网企业应对“保量保价”电量签订厂网间年度购售电合同，约定年度电量规模以及分月计划、电力曲线、交易价格等。电网企业参与“保量保价”电量挂牌交易，挂牌价格为蒙东地区燃煤基准价，由相关发电企业摘牌认购。

2025年，初步安排带补贴风电“保量保价”优先发电计划小时数790小时，风电供热试点项目、特许权项目“保量保价”优先发电计划小时数1900小时，风电供热项目按照供热电量增加“保量保价”优先发电计划小时数。初步安排带补贴光伏“保量保价”优先发电计划小时数635小时。分布式新能源暂按照全额“保量保价”安排，待国家或者自治区政府明确参与市场要求和机制后适时调整。

各类型带补贴新能源除“保量保价”优先发电小时数以外，剩余所有发电量均参与电力市场。超出国家规定的补贴年限或已达全生命周期合理利用小时数，以及超期服役办理延寿手续的新能源项目，按照平价新能源类型参与市场。

政策原文如下：

内蒙古自治区能源局关于做好2025年内蒙古东部电力交易市场中长期交易有关事宜的通知

内能源电力字〔2024〕834号

国家电网有限公司东北分部、国网内蒙古东部电力有限公司，北京电力交易中心有限公司交易五部、内蒙古东部电力交易中心有限公司，各有关发电企业、售电公司、电力用户：

按照国家和自治区有关文件精神，为加快构建以新能源为主体的新型电力市场，有效推进中长期交易与现货交易的协调配合，充分发挥电力市场对稳定经济增长、调整产业结构的作用，现将2025年内蒙古东部电力交易市场中长期交易有关事宜通知如下。

一、交易电量规模

预计2025年蒙东电网区内电力市场交易电量规模约351亿千瓦时（含工商业线损），按照用电侧类别划分，直接交易251亿千瓦时，电网公司代理交易100亿千瓦时（含工商业线损）；按照发电侧类别划分，购分部直调火电82亿千瓦时，蒙东公司调管火电56亿千瓦时，带补贴新能源120亿千瓦时，平价新能源93亿千瓦时。

二、市场经营主体

（一）发电企业

符合电力市场入市基本条件的蒙东地区发电企业，可按要求直接参与市场交易（暂不含常规水电、生物质、分布式、分散式和扶贫项目等发电企业，待国家或者自治区政府有关政策明确后，适时推动参与市场交易）。

（二）电力用户

继续推动蒙东地区工商业电力用户全面参与市场，逐步缩小电网代理购电规模。除居民（含执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户）、农业用电之外，10千伏及以上工商业用户（含限制类）原则上全部直接参与市场交易。

已入市电力用户（按户号计）退市，继续按照“当月申请、次月生效”原则处理。退市生效当月还有工商业电量的，执行普通电网代理购电价格，次月起执行电网代理购电价格1.5倍。重新入市生效后，执行市场化交易价格。

（三）售电公司

参与2025年度直接交易的售电公司，应通过电力交易平台，与电力用户签订有效期至2025年年底的零售合约。在参与交易前，售电公司须向电力交易机构及时、足额缴纳履约保函或履约保险。售电公司须积极参加电力交易机构组织的持续满足注册条件核验，规范参与电力批发、零售市场交易。

（四）新型主体

1.“六类市场化”配套新能源项目。与电网发生电量交换的相关市场主体，在具备并网运行和参与市场相关条件的基础上，通过电力交易平台分别注册发电和用电角色，上网电量和下网电量分别按照发电主体和用电主体参与电力中长期市场和电力现货市场。

2.独立储能项目。独立储能经营主体须在蒙东电力交易平台完成市场注册后，可以参与市场交易，注册基本条件与《电力市场注册基本规则》（国能发监管规〔2024〕76号）、《内蒙古自治区独立新型储能电站项目实施细则（暂行）》（内能电力字〔2023〕1101号）保持一致。电源配建储能在转为独立储能前，暂不注册、不直接参与市场化交易。

按照应用场景分类，独立储能电站暂考虑分为电网侧独立储能电站和电源侧独立储能电站，在交易平台注册时由储能经营主体据实填报。

三、发电机组优先发电

（一）优先发电规模确定原则

按照以用定发原则制定可再生能源优先发电规模，在可再生能源发电能力不足、存在电力电量缺口时，电网公司从市场购买其他电量。优先发电规模富余时按照国家有关规定进行调整或分摊。

（二）优先发用电合同签订方式

新能源“保量保价”优先发用计划纳入中长期交易，原则上在年度交易开始前，电网企业应对“保量保价”电量签订厂网间年度购售电合同，约定年度电量规模以及分月计划、电力曲线、交易价格等。电网企业参与“保量保价”电量挂牌交易，挂牌价格为蒙东地区燃煤基准价，由相关发电企业摘牌认购。

（三）新能源“保量保价”小时数

初步安排带补贴风电“保量保价”优先发电计划小时数790小时，风电供热试点项目、特许权项目“保量保价”优先发电计划小时数1900小时，风电供热项目按照供热电量增加“保量保价”优先发电计划小时数。初步安排带补贴光伏“保量保价”优先发电计划小时数635小时。分布式新能源暂按照全额“保量保价”安排，待国家或者自治区政府明确参与市场要求和机制后适时调整。

（四）新能源参与市场方式

各类型带补贴新能源除“保量保价”优先发电小时数以外，剩余所有发电量均参与电力市场。超出国家规定的补贴年限或已达全生命周期合理利用小时数，以及超期服役办理延寿手续的新能源项目，按照平价新能源类型参与市场。

（五）“保量保价”曲线确定原则

电网企业结合居民、农业及线损电量，及其各月典型负荷曲线和各类电源发电曲线特性，按照“以用定发”原则确定“保量保价”曲线。同一时段（小时）内，水电、生物质、分布式光伏等未参与市场发电主体暂全额安排优先发电，剩余发电空间根据带补贴风电、光伏发电能力和全年利用小时数情况确定“保量保价”曲线，不足部分通过电网代理购电方式进行市场化采购。

水电、生物质暂按一条直线确定典型发电曲线，风电、光伏按照统调机组近三年分月分时段平均出力确定典型发电曲线。

四、交易组织

（一）年度交易

各类型发电机组在保障区内供应、区内可再生能源消纳责任权重的基础上，剩余发电能力鼓励外送。在年度交易开展前，电力交易机构结合电网电量平衡，发布各类型发电机组2025年区内市场规模占上网电量最低消纳比例。各类型发电机组应预留一定电网代理购电规模，保障电网代理购电需求。

年度交易以集中竞价、双边协商、挂牌方式开展，市场经营主体结合发电情况、负荷预测，按照分月24时段进行交易申报，形成分月分时合同。调度机构要对年度合同进行安全校核。

1.集中竞价交易方式。电力用户（售电公司）与蒙东火电、带补贴新能源交易，按照集中竞价方式开展，边际价格方式出清。

售电公司和直接交易用户在集中竞价交易的申报电量，原则上分别不超过所代理用户和本企业去年同期用电量的1.2倍（月度交易，下同）。新投产项目由电网公司依据报装容量和用电需求，出具佐证文件。发电企业在集中竞价交易的申报电量，不得超过机组发电能力。

2.双边协商交易方式。电力用户（售电公司）与平价新能源、分部调管火电交易，按照双边协商方式开展。

（二）月度交易

采用双边协商、集中竞价、挂牌方式组织。其中，电力用户（售电公司）与平价新能源、分部调管火电交易可采用双边协商、集中竞价方式开展。电力用户（售电公司）与蒙东火电、带补贴新能源交易，按照集中竞价方式开展。市场经营主体分24时段进行交易申报，形成月度分时合同。

（三）月内交易

电力交易机构按工作日连续开市，交易方式采用日滚动撮合方式，发电侧和批发侧分24时段进行撮合交易，按照“价格优先、时间优先”的方式滚动出清。同一市场经营主体可根据自身合同调整需求参与月内中长期交易，其中发电企业可作为售电方、购电方参与交易，批发交易用户可作为购电方、售电方参与交易。

发电企业在单笔电力交易中的购入合同电量不得超过其剩余最大发电能力，售出合同电量不得超过其剩余合同电量（指多次售出、购入相互抵消后的净合同电量）。电力用户（售电公司）在单笔电力交易中的售出合同电量不得超过其剩余合同电量（指多次售出、购入相互抵消后的净合同电量）。调度机构开展日滚动交易的安全校核。

（四）电网代理购电交易

电网公司代理购电按照挂牌方式采购电量，挂牌购电价格按本交易周期集中竞价交易加权平均价格确定。电网企业代理购电按挂牌方式采购电量时，如果各能源类型机组当前交易周期内没有集中竞价或集中竞价电量占当前交易周期直接交易成交电量（不含电网代理购电）比例低于20%，挂牌价格按照直接交易用户（含售电公司）当前交易周期签订合同（含双边交易、集中交易等各种形式）的加权平均价格执行。

（五）区内绿电交易

电力用户（售电公司）与区内平价项目直接交易按照绿电交易模式开展。绿电交易按照年度、月度、月内交易周期开展，交易方式包括双边协商、集中竞价。绿电交易价格包括电能量价格和绿色环境权益价值，绿色环境权益价值按照绿色电力证书市场供需合理确定。

（六）配套电源交易

跨省跨区送电配套电源，在优先满足规划受电省份需要后仍有富余能力的，可按照相关市场规则，在月内阶段依次组织参与向电源所在省份及其他省份送电的中长期交易。

（七）风光制氢一体化项目

为支持风光制氢一体化项目建设，推动制氢、制氨、制醇产业发展，2025年上网电量占发电量比例适当上调，实行过渡方案退坡机制，具体要求在风光制氢一体化项目相关文件中确定，超出规定的上网电量不予结算。项目单位要配合电网企业优化电能计量系统功能，完成相关电能计量表计安装，满足电费结算要求。

（八）独立储能项目

独立储能电站可以选择独立参与电力市场或向电网企业申报运行曲线。储能项目具体运营模式按照附件执行，未明确或国家、自治区有明确要求的，按照国家、自治区有关规定执行。

（九）价格机制

1.燃煤机组中长期交易限价按照《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）执行，燃煤火电交易价格向上浮动原则上不超过燃煤发电基准价格的20%，高耗能企业交易电价不受上浮20%限制。

2.为避免市场经营主体利用市场力操纵市场以及恶性竞争，依据中长期交易规则，在集中竞价交易中，发用电市场经营主体的平时段申报电价，不超过所参与电源类型上一年度平时段交易均价，其他时段按照自治区分时电价政策规定的浮动比例执行。

3.新能源交易价格不超过燃煤发电基准价格。由于蒙东地区外送电力均不计入相关受端地区电力电量平衡，蒙东地区外送电力属于富余发电能力外送，所有区内交易价格原则上不得高于跨省区交易价格。

五、交易结算

（一）结算原则

按照“照付不议、偏差结算”原则，执行分时结算、月结月清。发用电侧依据自治区分时电价政策文件，暂采用峰平谷分时结算，待满足条件后采用24点结算。开展现货结算试运行时，按现货结算实施细则及现货市场结算试运行方案相关要求进行结算。未建立零售关系的电力用户按批发交易用户结算原则开展结算。

（二）偏差结算原则

用电侧平时段正偏差电量价格=蒙东燃煤发电基准价格×偏差价格系数；用电侧平时段负偏差电量价格=分电源类型交易均价×偏差价格系数。

发电侧分电源类型，平时段正偏差电量价格=该电源类型交易均价-（蒙东燃煤发电基准价格×偏差价格系数-该电源类型交易均价）；发电侧平时段负偏差电量价格=该电源类型交易均价×偏差价格系数。

平时段正、负偏差电量价格按照设定的偏差电量结算价格体系进行结算（相关参数见附件1、2），其他时段按照自治区分时电价政策规定的浮动比例执行。偏差电量结算价格体系相关参数可根据市场运行情况进行调整。

（三）年度中长期交易规模考核

2025年燃煤发电企业年度中长期合同签约电量不低于本年度上网电量的80%。新能源企业年度中长期交易电量不低于本年度上网电量的60%。燃煤发电企业、新能源企业中长期合同签约电量含外送合同、“保量保价”合同。2025年批发侧电力用户（含售电公司、电网代理购电）年度中长期合同签约电量应不低于上年度用电量的60%。燃煤发电企业、新能源发电场站未达到年度中长期合同签约电量比例要求的，差额电量按照同类型电源当年年度交易均价的10%支付偏差结算费用；批发侧电力用户（含售电公司、电网代理购电）未达到年度中长期合同签约电量比例要求的，差额电量按照当年年度交易均价的10%支付年度交易偏差结算费用。年度发电侧或用电侧达到全网签约平均比例要求，将不再执行考核。

（四）年度分月、月度交易规模考核

发、用电侧市场化年度分月及月度中长期合计合约电量应不低于该市场经营主体当月市场化电量的90%（不含保量保价电量）。月度结算时，燃煤发电企业、新能源发电场站未达到年度分月、月度中长期合同签约电量比例要求的，差额电量按照同类型电源当年年度交易均价的10%支付偏差结算费用；批发侧电力用户（含售电公司、电网代理购电）未达到年度分月、月度中长期合同签约电量比例要求的，差额电量按照当年年度交易均价的10%支付偏差结算费用。

（五）应承担规模考核

各类型发电机组应保障区内供应、区内可再生能源消纳责任权重，不足部分按照同类型电源年度外送交易均价与交易均价差值结算费用。

（六）跨区跨省偏差结算原则

跨区责任偏差、波动偏差区分责任，向发用电侧市场经营主体分摊或分享。省间交易按照调度实际执行结果和物理计量电量进行结算。调度区分新能源消纳或保供责任，提供给电力交易机构，因电网平衡造成的购电成本上涨或发电成本降低，依据“谁受益、谁承担”的原则，分别按照用电侧超用、发电侧欠发或用电侧少用、发电侧超发电量占比承担。

六、其他事项

（一）在确保电网安全条件下，电力调度机构根据交易政策、规则，调整调电策略，做好合同执行工作。

（二）电网企业要进一步加强电量计量采集、电力交易以及调度执行等带曲线交易各项技术条件，满足省内中长期分时结算及现货市场计量采集要求。

（三）各经营主体须严格落实《国家能源局综合司关于进一步规范电力市场交易行为有关事项的通知》（国能综通监管〔2024〕148号）有关要求，坚决杜绝滥用市场支配地位操纵价格或抢占市场份额、串通报价、哄抬价格及扰乱市场秩序等行为。

（四）电力交易机构应完善市场交易信用评价指标体系，开展信用评价工作。同时加强市场运营分析，做好风险事前监测、事中处置与事后分析，并按要求披露市场风险处置情况。

（五）电力调度机构应按照《电力市场信息披露基本规则》和发电企业现实需求，在满足保密与安全要求前提下，加强与发电企业等调度对象实时信息共享。