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6月28日，內蒙古自治區(qū)工信廳發(fā)布關于調整2022年度內蒙古電力多邊交易市場中長期交易有關事宜的通知，通知指出，月內交易頻次由10天調整為5天，交易合同調整周期為調整日到月度合同結束日，交易日為調整日前兩天。月內交易分為增量交易與合同轉讓交易兩部分，月內增量交易在原有火電增量交易的基礎上增加新能源增量交易，月內增量交易規(guī)模上限暫定為用戶月累計成交電量（含年度交易月度分解電量，下同）的7%?；痣娫隽拷灰滓愿們r模式開展，由發(fā)電側單邊競價；新能源增量交易以掛牌模式開展，由發(fā)電側掛牌，用戶側摘牌。用戶、新能源企業(yè)參與月度增量交易應滿足月度交易有關要求。月內火電、新能源增量交易根據現(xiàn)貨市場指定的斷面分區(qū)域開展。

新能源月度保量保價電量優(yōu)先用于對應居民、農業(yè)(含網損)用電，剩余電量參與電網代購交易，參照年度交易合同進行月分解。居民、農業(yè)(含網損)電量優(yōu)先分解至暫未參與電力市場的機組(可采用近期執(zhí)行曲線作為分解預測依據)，剩余電量按照居民、農業(yè)(含網損)用電曲線與新能源發(fā)電能力申報曲線重疊部分進行分解，優(yōu)先分解至光伏企業(yè)。電網企業(yè)代理購電中新能源電量參照上述方式分解，采用掛牌模式分配，由電網企業(yè)掛牌、新能源發(fā)電企業(yè)摘牌，新能源發(fā)電企業(yè)摘牌上限為剩余優(yōu)先發(fā)電空間。

原文如下：

關于調整2022年度內蒙古電力多邊交易市場中長期交易有關事宜的通知

內蒙古電力（集團）有限責任公司，內蒙古電力交易中心有限責任公司，各有關發(fā)電企業(yè)、售電公司、電力用戶：

為進一步優(yōu)化內蒙古電力多邊交易市場中長期交易組織流程，做好中長期交易與現(xiàn)貨交易銜接工作，切實發(fā)揮中長期交易穩(wěn)定預期的“壓艙石”作用，依據《國家發(fā)展改革委關于進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知》（發(fā)改價格〔2021〕1439號）、《國家發(fā)展改革委辦公廳關于做好2022年能源中長期合同簽訂履約工作的通知》（發(fā)改電〔2021〕365號）、《關于做好2022年內蒙古電力多邊交易市場中長期交易有關事宜的通知》（內工信經運字〔2021〕472號）等有關文件要求，現(xiàn)對2022年電力中長期交易組織方式和流程進行適當調整，具體事宜通知如下：

一、市場主體區(qū)域劃分

根據《蒙西電力現(xiàn)貨市場2022年連續(xù)結算試運行工作指引》，需要根據蒙西電網西部區(qū)用戶側節(jié)點電價加權平均值和東部區(qū)用戶側節(jié)點電價加權平均值分別計算兩個區(qū)域的結算參考點價格。結合電網運行情況與現(xiàn)貨交易需求，交易機構應對現(xiàn)有市場主體在信息維護過程中添加區(qū)域斷面信息。

二、優(yōu)化月內交易

（一）縮短交易周期

月內交易頻次由10天調整為5天，交易合同調整周期為調整日到月度合同結束日，交易日為調整日前兩天。月內交易分為增量交易與合同轉讓交易兩部分。

（二）調整增量交易

月內增量交易在原有火電增量交易的基礎上增加新能源增量交易，月內增量交易規(guī)模上限暫定為用戶月累計成交電量（含年度交易月度分解電量，下同）的7%。火電增量交易以競價模式開展，由發(fā)電側單邊競價；新能源增量交易以掛牌模式開展，由發(fā)電側掛牌，用戶側摘牌。用戶、新能源企業(yè)參與月度增量交易應滿足月度交易有關要求。月內火電、新能源增量交易根據現(xiàn)貨市場指定的斷面分區(qū)域開展。

（三）優(yōu)化合同轉讓

合同電量轉讓交易按照用戶側、發(fā)電側分別組織開展，市場主體可對調整日及以后的成交曲線進行轉入、轉出，轉讓標的細化至分段曲線，最小區(qū)間為15分鐘，市場主體只能對置換時間段內總電力曲線進行轉讓，暫不單獨調整置換某一交易品種的交易曲線。

用戶側轉讓在相同行業(yè)且相同新能源比例上限的用戶間開展。用戶轉出的火電、新能源電量比例應與月度成交電量比例保持一致。

發(fā)電側轉讓優(yōu)先在相同發(fā)電類型（風電、光伏視為同發(fā)電類型）的發(fā)電企業(yè)間開展。鼓勵新能源發(fā)電企業(yè)在大風季積極申報發(fā)電空間保障新能源充分消納，大風季節(jié)新能源中長期合同完成難度較大時，可對超出發(fā)電能力部分開展火電新能源置換交易。參與跨省跨區(qū)交易的火電和新能源企業(yè)，可對雙方跨省跨區(qū)交易曲線的重合時段進行轉讓。

三、調整新能源交易

（一）優(yōu)化保量保價電量月度分解方式

新能源月度保量保價電量優(yōu)先用于對應居民、農業(yè)（含網損）用電，剩余電量參與電網代購交易，參照年度交易合同進行月分解。居民、農業(yè)（含網損）電量優(yōu)先分解至暫未參與電力市場的機組（可采用近期執(zhí)行曲線作為分解預測依據），剩余電量按照居民、農業(yè)（含網損）用電曲線與新能源發(fā)電能力申報曲線重疊部分進行分解，優(yōu)先分解至光伏企業(yè)。電網企業(yè)代理購電中新能源電量參照上述方式分解，采用掛牌模式分配，由電網企業(yè)掛牌、新能源發(fā)電企業(yè)摘牌，新能源發(fā)電企業(yè)摘牌上限為剩余優(yōu)先發(fā)電空間。

（二）新能源交易空間

為促進各新能源發(fā)電企業(yè)公平參與市場，將新能源月度發(fā)電能力申報上限調整為相應月份近三年最大上網電量，下限調整為相應月份近三年平均上網電量。

交易機構應及時分析各新能源發(fā)電單元競價交易進度、協(xié)商交易進度及競價交易目標進度（考慮當月電力用戶競價交易需求后的整體進度），以競價交易進度與協(xié)商交易進度一致且不低于競價交易目標進度為原則，科學合理核定存量補貼項目新能源競價交易空間。風電特許權、光伏領跑者項目按照競價交易進度不低于整體目標進度原則進行核定。

（三）新能源掛牌交易

考慮新能源發(fā)電實際情況，將區(qū)內新能源掛牌交易調整為由新能源發(fā)電企業(yè)掛牌、電力用戶摘牌模式開展。區(qū)內新能源掛牌交易結束后，新能源發(fā)電企業(yè)仍有剩余發(fā)電空間且電力用戶仍有新能源交易需求的，按照剩余發(fā)電能力曲線及用戶需求比例進行等比例成交。完成上述交易后仍有剩余發(fā)電空間的，可參與跨省跨區(qū)新能源交易。

（四）新能源交易時序

按照月度新能源發(fā)電能力申報情況適時調整用戶側新能源交易比例。優(yōu)先開展新能源競價交易，滿足自治區(qū)明確支持的相關行業(yè)電力用戶競價交易需求；其次開展新能源協(xié)商和掛牌交易。如遇新能源發(fā)電能力申報不足時，按照優(yōu)先順序倒序對新能源交易電量進行核減。

四、其他要求

（一）電力用戶應保證合同履約率，若電力用戶中長期合同電量大于實際用電量且新能源交易比例高于全網平均比例，將合同電量負偏差的2倍對其次月新能源競價交易電量上限進行核減。

（二）遇有燃煤發(fā)電機組計劃檢修、非計劃停運等情況（以電力調度機構出具的相關材料為準），相關機組檢修（停運）期間的煤炭交易電量可以轉讓給其他燃煤發(fā)電機組。

（三）為進一步做好中長期與現(xiàn)貨交易的銜接，滿足市場主體的切實需求，交易機構應按本文件要求制定相應的實施細則，并結合運行情況上報優(yōu)化建議。

內蒙古電力（集團）有限責任公司相關部門、電力調度機構、交易機構要互相配合做好中長期交易和現(xiàn)貨交易各項工作。交易機構應進一步做好市場交易規(guī)則的培訓解讀工作。執(zhí)行過程中發(fā)現(xiàn)問題,請及時反饋自治區(qū)工業(yè)和信息化廳、國家能源局華北監(jiān)管局。