12月19日,內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局下發(fā)關(guān)于做好2025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。根據(jù)通知,預(yù)計2025年蒙東電網(wǎng)區(qū)內(nèi)電力市場交易電量規(guī)模約351億千瓦時(含工商業(yè)線損),按照用電側(cè)類別劃分,直接交易251億千瓦時,電網(wǎng)公司代理交易100億千瓦時(含工商業(yè)線損);按照發(fā)電側(cè)類別劃分,購分部直調(diào)火電82億千瓦時,蒙東公司調(diào)管火電56億千瓦時,帶補貼新能源120億千瓦時,平價新能源93億千瓦時。
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(暫不含常規(guī)水電、生物質(zhì)、分布式、分散式和扶貧項目等發(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)。
新能源“保量保價”優(yōu)先發(fā)用計劃納入中長期交易,原則上在年度交易開始前,電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)對“保量保價”電量簽訂廠網(wǎng)間年度購售電合同,約定年度電量規(guī)模以及分月計劃、電力曲線、交易價格等。電網(wǎng)企業(yè)參與“保量保價”電量掛牌交易,掛牌價格為蒙東地區(qū)燃煤基準價,由相關(guān)發(fā)電企業(yè)摘牌認購。
2025年,初步安排帶補貼風(fēng)電“保量保價”優(yōu)先發(fā)電計劃小時數(shù)790小時,風(fēng)電供熱試點項目、特許權(quán)項目“保量保價”優(yōu)先發(fā)電計劃小時數(shù)1900小時,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)。初步安排帶補貼光伏“保量保價”優(yōu)先發(fā)電計劃小時數(shù)635小時。分布式新能源暫按照全額“保量保價”安排,待國家或者自治區(qū)政府明確參與市場要求和機制后適時調(diào)整。
各類型帶補貼新能源除“保量保價”優(yōu)先發(fā)電小時數(shù)以外,剩余所有發(fā)電量均參與電力市場。超出國家規(guī)定的補貼年限或已達全生命周期合理利用小時數(shù),以及超期服役辦理延壽手續(xù)的新能源項目,按照平價新能源類型參與市場。
政策原文如下:
內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局關(guān)于做好2025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
內(nèi)能源電力字〔2024〕834號
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市場,有效推進中長期交易與現(xiàn)貨交易的協(xié)調(diào)配合,充分發(fā)揮電力市場對穩(wěn)定經(jīng)濟增長、調(diào)整產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)的作用,現(xiàn)將2025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(yù)計2025年蒙東電網(wǎng)區(qū)內(nèi)電力市場交易電量規(guī)模約351億千瓦時(含工商業(yè)線損),按照用電側(cè)類別劃分,直接交易251億千瓦時,電網(wǎng)公司代理交易100億千瓦時(含工商業(yè)線損);按照發(fā)電側(cè)類別劃分,購分部直調(diào)火電82億千瓦時,蒙東公司調(diào)管火電56億千瓦時,帶補貼新能源120億千瓦時,平價新能源93億千瓦時。
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(暫不含常規(guī)水電、生物質(zhì)、分布式、分散式和扶貧項目等發(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)。
(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(xué)校、社會福利機構(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(含限制類)原則上全部直接參與市場交易。
已入市電力用戶(按戶號計)退市,繼續(xù)按照“當月申請、次月生效”原則處理。退市生效當月還有工商業(yè)電量的,執(zhí)行普通電網(wǎng)代理購電價格,次月起執(zhí)行電網(wǎng)代理購電價格1.5倍。重新入市生效后,執(zhí)行市場化交易價格。
(三)售電公司
參與2025年度直接交易的售電公司,應(yīng)通過電力交易平臺,與電力用戶簽訂有效期至2025年年底的零售合約。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。售電公司須積極參加電力交易機構(gòu)組織的持續(xù)滿足注冊條件核驗,規(guī)范參與電力批發(fā)、零售市場交易。
(四)新型主體
1.“六類市場化”配套新能源項目。與電網(wǎng)發(fā)生電量交換的相關(guān)市場主體,在具備并網(wǎng)運行和參與市場相關(guān)條件的基礎(chǔ)上,通過電力交易平臺分別注冊發(fā)電和用電角色,上網(wǎng)電量和下網(wǎng)電量分別按照發(fā)電主體和用電主體參與電力中長期市場和電力現(xiàn)貨市場。
2.獨立儲能項目。獨立儲能經(jīng)營主體須在蒙東電力交易平臺完成市場注冊后,可以參與市場交易,注冊基本條件與《電力市場注冊基本規(guī)則》(國能發(fā)監(jiān)管規(guī)〔2024〕76號)、《內(nèi)蒙古自治區(qū)獨立新型儲能電站項目實施細則(暫行)》(內(nèi)能電力字〔2023〕1101號)保持一致。電源配建儲能在轉(zhuǎn)為獨立儲能前,暫不注冊、不直接參與市場化交易。
按照應(yīng)用場景分類,獨立儲能電站暫考慮分為電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站和電源側(cè)獨立儲能電站,在交易平臺注冊時由儲能經(jīng)營主體據(jù)實填報。
三、發(fā)電機組優(yōu)先發(fā)電
(一)優(yōu)先發(fā)電規(guī)模確定原則
按照以用定發(fā)原則制定可再生能源優(yōu)先發(fā)電規(guī)模,在可再生能源發(fā)電能力不足、存在電力電量缺口時,電網(wǎng)公司從市場購買其他電量。優(yōu)先發(fā)電規(guī)模富余時按照國家有關(guān)規(guī)定進行調(diào)整或分攤。
(二)優(yōu)先發(fā)用電合同簽訂方式
新能源“保量保價”優(yōu)先發(fā)用計劃納入中長期交易,原則上在年度交易開始前,電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)對“保量保價”電量簽訂廠網(wǎng)間年度購售電合同,約定年度電量規(guī)模以及分月計劃、電力曲線、交易價格等。電網(wǎng)企業(yè)參與“保量保價”電量掛牌交易,掛牌價格為蒙東地區(qū)燃煤基準價,由相關(guān)發(fā)電企業(yè)摘牌認購。
(三)新能源“保量保價”小時數(shù)
初步安排帶補貼風(fēng)電“保量保價”優(yōu)先發(fā)電計劃小時數(shù)790小時,風(fēng)電供熱試點項目、特許權(quán)項目“保量保價”優(yōu)先發(fā)電計劃小時數(shù)1900小時,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)。初步安排帶補貼光伏“保量保價”優(yōu)先發(fā)電計劃小時數(shù)635小時。分布式新能源暫按照全額“保量保價”安排,待國家或者自治區(qū)政府明確參與市場要求和機制后適時調(diào)整。
(四)新能源參與市場方式
各類型帶補貼新能源除“保量保價”優(yōu)先發(fā)電小時數(shù)以外,剩余所有發(fā)電量均參與電力市場。超出國家規(guī)定的補貼年限或已達全生命周期合理利用小時數(shù),以及超期服役辦理延壽手續(xù)的新能源項目,按照平價新能源類型參與市場。
(五)“保量保價”曲線確定原則
電網(wǎng)企業(yè)結(jié)合居民、農(nóng)業(yè)及線損電量,及其各月典型負荷曲線和各類電源發(fā)電曲線特性,按照“以用定發(fā)”原則確定“保量保價”曲線。同一時段(小時)內(nèi),水電、生物質(zhì)、分布式光伏等未參與市場發(fā)電主體暫全額安排優(yōu)先發(fā)電,剩余發(fā)電空間根據(jù)帶補貼風(fēng)電、光伏發(fā)電能力和全年利用小時數(shù)情況確定“保量保價”曲線,不足部分通過電網(wǎng)代理購電方式進行市場化采購。
水電、生物質(zhì)暫按一條直線確定典型發(fā)電曲線,風(fēng)電、光伏按照統(tǒng)調(diào)機組近三年分月分時段平均出力確定典型發(fā)電曲線。
四、交易組織
(一)年度交易
各類型發(fā)電機組在保障區(qū)內(nèi)供應(yīng)、區(qū)內(nèi)可再生能源消納責(zé)任權(quán)重的基礎(chǔ)上,剩余發(fā)電能力鼓勵外送。在年度交易開展前,電力交易機構(gòu)結(jié)合電網(wǎng)電量平衡,發(fā)布各類型發(fā)電機組2025年區(qū)內(nèi)市場規(guī)模占上網(wǎng)電量最低消納比例。各類型發(fā)電機組應(yīng)預(yù)留一定電網(wǎng)代理購電規(guī)模,保障電網(wǎng)代理購電需求。
年度交易以集中競價、雙邊協(xié)商、掛牌方式開展,市場經(jīng)營主體結(jié)合發(fā)電情況、負荷預(yù)測,按照分月24時段進行交易申報,形成分月分時合同。調(diào)度機構(gòu)要對年度合同進行安全校核。
1.集中競價交易方式。電力用戶(售電公司)與蒙東火電、帶補貼新能源交易,按照集中競價方式開展,邊際價格方式出清。
售電公司和直接交易用戶在集中競價交易的申報電量,原則上分別不超過所代理用戶和本企業(yè)去年同期用電量的1.2倍(月度交易,下同)。新投產(chǎn)項目由電網(wǎng)公司依據(jù)報裝容量和用電需求,出具佐證文件。發(fā)電企業(yè)在集中競價交易的申報電量,不得超過機組發(fā)電能力。
2.雙邊協(xié)商交易方式。電力用戶(售電公司)與平價新能源、分部調(diào)管火電交易,按照雙邊協(xié)商方式開展。
(二)月度交易
采用雙邊協(xié)商、集中競價、掛牌方式組織。其中,電力用戶(售電公司)與平價新能源、分部調(diào)管火電交易可采用雙邊協(xié)商、集中競價方式開展。電力用戶(售電公司)與蒙東火電、帶補貼新能源交易,按照集中競價方式開展。市場經(jīng)營主體分24時段進行交易申報,形成月度分時合同。
(三)月內(nèi)交易
電力交易機構(gòu)按工作日連續(xù)開市,交易方式采用日滾動撮合方式,發(fā)電側(cè)和批發(fā)側(cè)分24時段進行撮合交易,按照“價格優(yōu)先、時間優(yōu)先”的方式滾動出清。同一市場經(jīng)營主體可根據(jù)自身合同調(diào)整需求參與月內(nèi)中長期交易,其中發(fā)電企業(yè)可作為售電方、購電方參與交易,批發(fā)交易用戶可作為購電方、售電方參與交易。
發(fā)電企業(yè)在單筆電力交易中的購入合同電量不得超過其剩余最大發(fā)電能力,售出合同電量不得超過其剩余合同電量(指多次售出、購入相互抵消后的凈合同電量)。電力用戶(售電公司)在單筆電力交易中的售出合同電量不得超過其剩余合同電量(指多次售出、購入相互抵消后的凈合同電量)。調(diào)度機構(gòu)開展日滾動交易的安全校核。
(四)電網(wǎng)代理購電交易
電網(wǎng)公司代理購電按照掛牌方式采購電量,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。電網(wǎng)企業(yè)代理購電按掛牌方式采購電量時,如果各能源類型機組當前交易周期內(nèi)沒有集中競價或集中競價電量占當前交易周期直接交易成交電量(不含電網(wǎng)代理購電)比例低于20%,掛牌價格按照直接交易用戶(含售電公司)當前交易周期簽訂合同(含雙邊交易、集中交易等各種形式)的加權(quán)平均價格執(zhí)行。
(五)區(qū)內(nèi)綠電交易
電力用戶(售電公司)與區(qū)內(nèi)平價項目直接交易按照綠電交易模式開展。綠電交易按照年度、月度、月內(nèi)交易周期開展,交易方式包括雙邊協(xié)商、集中競價。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。
(六)配套電源交易
跨省跨區(qū)送電配套電源,在優(yōu)先滿足規(guī)劃受電省份需要后仍有富余能力的,可按照相關(guān)市場規(guī)則,在月內(nèi)階段依次組織參與向電源所在省份及其他省份送電的中長期交易。
(七)風(fēng)光制氫一體化項目
為支持風(fēng)光制氫一體化項目建設(shè),推動制氫、制氨、制醇產(chǎn)業(yè)發(fā)展,2025年上網(wǎng)電量占發(fā)電量比例適當上調(diào),實行過渡方案退坡機制,具體要求在風(fēng)光制氫一體化項目相關(guān)文件中確定,超出規(guī)定的上網(wǎng)電量不予結(jié)算。項目單位要配合電網(wǎng)企業(yè)優(yōu)化電能計量系統(tǒng)功能,完成相關(guān)電能計量表計安裝,滿足電費結(jié)算要求。
(八)獨立儲能項目
獨立儲能電站可以選擇獨立參與電力市場或向電網(wǎng)企業(yè)申報運行曲線。儲能項目具體運營模式按照附件執(zhí)行,未明確或國家、自治區(qū)有明確要求的,按照國家、自治區(qū)有關(guān)規(guī)定執(zhí)行。
(九)價格機制
1.燃煤機組中長期交易限價按照《國家發(fā)展改革委關(guān)于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》(發(fā)改價格〔2021〕1439號)執(zhí)行,燃煤火電交易價格向上浮動原則上不超過燃煤發(fā)電基準價格的20%,高耗能企業(yè)交易電價不受上浮20%限制。
2.為避免市場經(jīng)營主體利用市場力操縱市場以及惡性競爭,依據(jù)中長期交易規(guī)則,在集中競價交易中,發(fā)用電市場經(jīng)營主體的平時段申報電價,不超過所參與電源類型上一年度平時段交易均價,其他時段按照自治區(qū)分時電價政策規(guī)定的浮動比例執(zhí)行。
3.新能源交易價格不超過燃煤發(fā)電基準價格。由于蒙東地區(qū)外送電力均不計入相關(guān)受端地區(qū)電力電量平衡,蒙東地區(qū)外送電力屬于富余發(fā)電能力外送,所有區(qū)內(nèi)交易價格原則上不得高于跨省區(qū)交易價格。
五、交易結(jié)算
(一)結(jié)算原則
按照“照付不議、偏差結(jié)算”原則,執(zhí)行分時結(jié)算、月結(jié)月清。發(fā)用電側(cè)依據(jù)自治區(qū)分時電價政策文件,暫采用峰平谷分時結(jié)算,待滿足條件后采用24點結(jié)算。開展現(xiàn)貨結(jié)算試運行時,按現(xiàn)貨結(jié)算實施細則及現(xiàn)貨市場結(jié)算試運行方案相關(guān)要求進行結(jié)算。未建立零售關(guān)系的電力用戶按批發(fā)交易用戶結(jié)算原則開展結(jié)算。
(二)偏差結(jié)算原則
用電側(cè)平時段正偏差電量價格=蒙東燃煤發(fā)電基準價格×偏差價格系數(shù);用電側(cè)平時段負偏差電量價格=分電源類型交易均價×偏差價格系數(shù)。
發(fā)電側(cè)分電源類型,平時段正偏差電量價格=該電源類型交易均價-(蒙東燃煤發(fā)電基準價格×偏差價格系數(shù)-該電源類型交易均價);發(fā)電側(cè)平時段負偏差電量價格=該電源類型交易均價×偏差價格系數(shù)。
平時段正、負偏差電量價格按照設(shè)定的偏差電量結(jié)算價格體系進行結(jié)算(相關(guān)參數(shù)見附件1、2),其他時段按照自治區(qū)分時電價政策規(guī)定的浮動比例執(zhí)行。偏差電量結(jié)算價格體系相關(guān)參數(shù)可根據(jù)市場運行情況進行調(diào)整。
(三)年度中長期交易規(guī)模考核
2025年燃煤發(fā)電企業(yè)年度中長期合同簽約電量不低于本年度上網(wǎng)電量的80%。新能源企業(yè)年度中長期交易電量不低于本年度上網(wǎng)電量的60%。燃煤發(fā)電企業(yè)、新能源企業(yè)中長期合同簽約電量含外送合同、“保量保價”合同。2025年批發(fā)側(cè)電力用戶(含售電公司、電網(wǎng)代理購電)年度中長期合同簽約電量應(yīng)不低于上年度用電量的60%。燃煤發(fā)電企業(yè)、新能源發(fā)電場站未達到年度中長期合同簽約電量比例要求的,差額電量按照同類型電源當年年度交易均價的10%支付偏差結(jié)算費用;批發(fā)側(cè)電力用戶(含售電公司、電網(wǎng)代理購電)未達到年度中長期合同簽約電量比例要求的,差額電量按照當年年度交易均價的10%支付年度交易偏差結(jié)算費用。年度發(fā)電側(cè)或用電側(cè)達到全網(wǎng)簽約平均比例要求,將不再執(zhí)行考核。
(四)年度分月、月度交易規(guī)??己?/p>
發(fā)、用電側(cè)市場化年度分月及月度中長期合計合約電量應(yīng)不低于該市場經(jīng)營主體當月市場化電量的90%(不含保量保價電量)。月度結(jié)算時,燃煤發(fā)電企業(yè)、新能源發(fā)電場站未達到年度分月、月度中長期合同簽約電量比例要求的,差額電量按照同類型電源當年年度交易均價的10%支付偏差結(jié)算費用;批發(fā)側(cè)電力用戶(含售電公司、電網(wǎng)代理購電)未達到年度分月、月度中長期合同簽約電量比例要求的,差額電量按照當年年度交易均價的10%支付偏差結(jié)算費用。
(五)應(yīng)承擔規(guī)??己?/p>
各類型發(fā)電機組應(yīng)保障區(qū)內(nèi)供應(yīng)、區(qū)內(nèi)可再生能源消納責(zé)任權(quán)重,不足部分按照同類型電源年度外送交易均價與交易均價差值結(jié)算費用。
(六)跨區(qū)跨省偏差結(jié)算原則
跨區(qū)責(zé)任偏差、波動偏差區(qū)分責(zé)任,向發(fā)用電側(cè)市場經(jīng)營主體分攤或分享。省間交易按照調(diào)度實際執(zhí)行結(jié)果和物理計量電量進行結(jié)算。調(diào)度區(qū)分新能源消納或保供責(zé)任,提供給電力交易機構(gòu),因電網(wǎng)平衡造成的購電成本上漲或發(fā)電成本降低,依據(jù)“誰受益、誰承擔”的原則,分別按照用電側(cè)超用、發(fā)電側(cè)欠發(fā)或用電側(cè)少用、發(fā)電側(cè)超發(fā)電量占比承擔。
六、其他事項
(一)在確保電網(wǎng)安全條件下,電力調(diào)度機構(gòu)根據(jù)交易政策、規(guī)則,調(diào)整調(diào)電策略,做好合同執(zhí)行工作。
(二)電網(wǎng)企業(yè)要進一步加強電量計量采集、電力交易以及調(diào)度執(zhí)行等帶曲線交易各項技術(shù)條件,滿足省內(nèi)中長期分時結(jié)算及現(xiàn)貨市場計量采集要求。
(三)各經(jīng)營主體須嚴格落實《國家能源局綜合司關(guān)于進一步規(guī)范電力市場交易行為有關(guān)事項的通知》(國能綜通監(jiān)管〔2024〕148號)有關(guān)要求,堅決杜絕濫用市場支配地位操縱價格或搶占市場份額、串通報價、哄抬價格及擾亂市場秩序等行為。
(四)電力交易機構(gòu)應(yīng)完善市場交易信用評價指標體系,開展信用評價工作。同時加強市場運營分析,做好風(fēng)險事前監(jiān)測、事中處置與事后分析,并按要求披露市場風(fēng)險處置情況。
(五)電力調(diào)度機構(gòu)應(yīng)按照《電力市場信息披露基本規(guī)則》和發(fā)電企業(yè)現(xiàn)實需求,在滿足保密與安全要求前提下,加強與發(fā)電企業(yè)等調(diào)度對象實時信息共享。