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根據(jù)通知，預計2025年蒙西電網(wǎng)區(qū)內電力市場交易電量規(guī)模2900億千瓦時，居民、農業(yè)用電254億千瓦時。初步安排常規(guī)光伏“保量保價”優(yōu)先發(fā)電計劃電量20億千瓦時（折算利用小時數(shù)320小時），領跑者項目27億千瓦時（折算利用小時數(shù)1500小時），由電網(wǎng)企業(yè)按照蒙西地區(qū)燃煤基準價收購；低價項目1500小時以內電量按照競價價格執(zhí)行；除上述電量外光伏發(fā)電項目所發(fā)電量均參與電力市場。
新能源交易按照年度、月度、月內等周期組織，執(zhí)行分時價格，按照享受可再生能源補貼項目、不享受可再生能源補貼項目分別組織開展。享受可再生能源補貼項目僅組織單邊競價交易，由用戶側報量報價、發(fā)電側報量接受價格。不享受可再生能源補貼項目優(yōu)先開展協(xié)商交易，協(xié)商交易結束后，未成交以及未參與協(xié)商交易電量可以參加掛牌交易.
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2024年享受可再生能源補貼新能源項目區(qū)內平均成交綜合價格，不高于現(xiàn)貨市場申報價格上限。
原文見下：
內蒙古自治區(qū)能源局關于做好2025年內蒙古電力多邊交易市場中長期交易有關事宜的通知
內蒙古電力(集團)有限責任公司，內蒙古電力交易中心有限公司，各有關發(fā)電企業(yè)、售電公司、電力用戶：
按照國家和自治區(qū)有關文件精神，為加快構建以新能源為主體的新型電力多邊交易市場，有效推進中長期交易與現(xiàn)貨交易的協(xié)調配合，切實做好2025年內蒙古電力多邊交易工作，充分發(fā)揮電力市場對穩(wěn)定經(jīng)濟增長、調整產業(yè)結構的作用，經(jīng)電力市場管理委員會審議通過，現(xiàn)將2025年內蒙古電力多邊交易市場中長期交易有關事宜通知如下。
一、交易規(guī)模
預計2025年蒙西電網(wǎng)區(qū)內電力市場交易電量規(guī)模2900億千瓦時，居民、農業(yè)用電254億千瓦時。
二、市場主體
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（暫不含分散式風電）及光伏發(fā)電（暫不含分布式光伏和扶貧光伏）項目，可按要求直接參與市場?！吨泄仓醒雵鴦赵宏P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)前投產的不享受可再生能源補貼新能源項目可暫不參與市場。滿足電網(wǎng)調度與計量條件的地調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、燃氣、分布式等電源類型參與市場。交易機構根據(jù)新能源核準（備案）、價格批復等文件，對平價（低價）、特許權、領跑者等項目進行認定，并建立相應的注冊備案制度。
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要求。超過3個自然月未發(fā)電企業(yè)應及時在交易平臺申請暫停交易，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、社區(qū)服務中心等公益性事業(yè)用戶）、農業(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；因新增產能、主體變更等原因造成交易單元調整的，須向電網(wǎng)企業(yè)、交易機構提供相關佐證材料后辦理。超過3個自然月未用電的電力用戶可在交易平臺申請暫停交易，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)。運營機構應做好電力用戶用電情況的風險提醒，積極協(xié)助相關電力用戶開展暫停交易及市場注銷等工作。
售電公司：參與2025年年度交易的售電公司，應與代理用電企業(yè)建立有效期包含2025年全年的售電代理關系，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足額繳納履約保函或履約保險。電力用戶完成市場注冊公示后，可在規(guī)定時間內與售電公司建立代理關系，由售電公司參與下一周期市場交易。電力交易機構應加強售電市場運營管理，通過信息核驗、市場行為評價、履約保函和履約保險管理等方式，防范售電市場運行風險。
新型經(jīng)營主體：具備電力、電量調節(jié)能力且具有新技術特征、新運營模式的配電環(huán)節(jié)各類資源，分為單一技術類新型經(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、“保量保價”優(yōu)先發(fā)電計劃安排
2025年新能源“保量保價”優(yōu)先發(fā)電電量對應居民、農業(yè)等未進入電力市場的電力用戶。初步安排常規(guī)風電“保量保價”優(yōu)先發(fā)電電量69億千瓦時（折算利用小時數(shù)390小時）、特許權項目16億千瓦時（折算利用小時數(shù)2000小時），由電網(wǎng)企業(yè)按照蒙西地區(qū)燃煤基準價收購；低價項目2000小時以內電量按照競價價格執(zhí)行；除上述電量外風電項目所發(fā)電量均參與電力市場。初步安排常規(guī)光伏“保量保價”優(yōu)先發(fā)電計劃電量20億千瓦時（折算利用小時數(shù)320小時），領跑者項目27億千瓦時（折算利用小時數(shù)1500小時），由電網(wǎng)企業(yè)按照蒙西地區(qū)燃煤基準價收購；低價項目1500小時以內電量按照競價價格執(zhí)行；除上述電量外光伏發(fā)電項目所發(fā)電量均參與電力市場。
新能源“保量保價”優(yōu)先發(fā)電電量（含低價新能源項目按競價價格執(zhí)行電量）由電力交易機構根據(jù)下達的電量規(guī)模，結合電網(wǎng)企業(yè)提供的月度居民、農業(yè)及非市場化機組預測曲線，按照優(yōu)先發(fā)電小時數(shù)比例對經(jīng)營主體進行預分配，預分配過程應考慮不同類型經(jīng)營主體發(fā)電特性，優(yōu)先對光伏發(fā)電等有限時段出力經(jīng)營主體分配。
相關經(jīng)營主體應在年度交易開展前向電力交易機構一次性申報年度每個月參與“保量保價”優(yōu)先發(fā)電電量分配的意愿，申報截止后年內不得修改或調整。未在規(guī)定時間內申報的視為放棄本年度“保量保價”優(yōu)先發(fā)電電量。
四、區(qū)內電力交易
（一）交易安排
2025年電力中長期交易包括年度交易、月度交易和月內交易。為落實新能源消納保障要求，各周期內新能源交易優(yōu)先組織開展。鼓勵市場主體簽訂一年期以上的電力中長期合同，多年期合同可在交易機構備案后按年度在平臺成交并執(zhí)行。按照國家發(fā)展改革委要求，市場化電力用戶2025年的年度、月度、月內等中長期合同簽約電量應高于上一年度用網(wǎng)電量的90%，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發(fā)電量的90%，新能源場站中長期合同簽約電量不低于上一年度上網(wǎng)電量或本年度申報發(fā)電能力（二者取較大值）的90%。電力交易機構應做好動態(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.年度交易
全部電力用戶及發(fā)電企業(yè)均可參與2025年年度交易?？傮w按競價交易、協(xié)商交易、掛牌交易的順序組織，具體交易品種根據(jù)交易類別分別安排。其中，年度協(xié)商交易、年度掛牌交易標的物為全年每日96點電力曲線；年度競價交易標的物為全年各月24段（每日每小時）電量，成交電量平均分配至當月每日同時段，生成等負荷電力曲線。電網(wǎng)企業(yè)要對年度合同進行安全校核。
電力用戶年度交易電量原則不低于上年度用網(wǎng)電量的65%，交易機構要做好用戶簽約比例監(jiān)測，對簽約比例過高的用戶合同予以核減；燃煤發(fā)電企業(yè)2025年年度中長期合同簽約電量不低于上一年度上網(wǎng)電量的80%；新能源場站2025年年度中長期合同簽約電量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。鼓勵發(fā)用電雙方在年度交易合同中明確曲線和價格調整機制，按照合同約定的調整辦法或經(jīng)合同雙方同意，年度協(xié)商交易曲線和價格可以按月調整。
如遇國家、自治區(qū)政策調整，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文件要求進行調整。年度交易合同無法履行的，經(jīng)合同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。
2.月度交易
全部電力用戶及發(fā)電企業(yè)均可參與月度交易?？傮w按競價交易、協(xié)商交易、掛牌交易的順序組織，具體交易品種根據(jù)交易類別分別安排。其中，月度協(xié)商交易、月度掛牌交易標的物為當月每日96點電力曲線；月度競價交易標的物為當月各日24段（每日每小時）電量，生成等負荷電力曲線。
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、月內交易及合同轉讓、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算電量為基準，不超過基準電量的105%。電力用戶確有增產需求的，可向電力交易機構提交超額申請，申請一經(jīng)提交不可撤回，提交后在當月月內用戶側合同轉讓交易中，不可轉讓出電量。
燃煤發(fā)電機組月度凈合約電量上限，根據(jù)電力調度機構提供的燃煤發(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。
3.月內交易
全部發(fā)電企業(yè)及未簽訂價格聯(lián)動合約的電力用戶可參與月內交易。月內交易分為新能源（綠電）集中競價交易、融合連續(xù)掛牌交易、發(fā)電側合同置換交易和合同回購交易。
（1）月內新能源（綠電）集中競價交易按工作日連續(xù)開展，享受可再生能源補貼的新能源項目及電力用戶參與，交易標的物為D+2日至D+4日每日24段電量，成交電量生成等負荷曲線。
（2）月內融合連續(xù)掛牌交易按工作日連續(xù)開展，燃煤發(fā)電企業(yè)、不享受可再生能源補貼的新能源項目及電力用戶參與，交易標的物為D+2日至D+4日每日24段電量，成交電量生成等負荷曲線。月內融合連續(xù)掛牌交易包括月內增量交易及用戶側合同置換交易。
月內增量交易采用雙邊掛牌形式組織，發(fā)電企業(yè)作為賣出方，電力用戶作為買入方。
用戶側合同置換交易采用單邊掛牌形式組織，由出讓方進行掛牌，同時標明置換費用。置換費用可由出讓方支付或收取，其中收取費用價格不高于合約電能量價格的10%。該掛牌僅對同類別電力用戶可見（競價交易優(yōu)先成交電量僅對優(yōu)先成交用戶可見，且不可收取置換費用），受讓用戶完成摘牌代表交易合同完成轉讓，同一交易日同一時段，電力用戶不可同時轉入和轉出電量。電網(wǎng)企業(yè)可作為出讓方，將網(wǎng)對網(wǎng)外送、電網(wǎng)企業(yè)代理購電不能執(zhí)行的合同電量進行掛牌，不得收取置換費用。
（3）月內發(fā)電側合同置換交易按工作日連續(xù)開展，交易標的物為D+2日至D+4日每日96點電力。采用單邊掛牌模式開展，由出讓方進行掛牌，同時標明置換費用。置換費用可由出讓方支付或收取，其中收取費用價格不高于合約電能量價格的10%。發(fā)電側合同置換根據(jù)發(fā)電企業(yè)類型，按照燃煤發(fā)電企業(yè)、新能源發(fā)電企業(yè)分別組織開展。燃煤發(fā)電側合同電量轉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停發(fā)電機組發(fā)電。
（4）月內合同回購交易以10日為周期開展，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，回購曲線應與原始合同曲線保持一致?；刭徺M用（額外支付給對方的費用）由發(fā)起方承擔。
4. 應急合同置換交易
應急合同置換交易可在相同發(fā)電類型的發(fā)電企業(yè)間開展，適用于因設備故障、生產事故、不可抗力等造成的發(fā)電機組非計劃停運情況，采用依申請開展、雙邊協(xié)商模式組織，轉讓標的為D+1日至下一次合同轉讓標的前一日每日96點電力曲線。
（二）交易模式
年度、月度協(xié)商交易采用雙邊協(xié)商交易模式。年度、月度新能源（綠電）掛牌交易、代理購電掛牌交易采用單邊集中掛牌模式。年度、月度火電掛牌交易采用雙邊集中掛牌模式。月內發(fā)電、用戶側置換交易采用單邊連續(xù)掛牌模式。月內增量交易采用雙邊連續(xù)掛牌模式。年度、月度、月內新能源（綠電）競價交易采用單邊競價模式。年度、月度火電競價交易采用雙邊競價模式。
（三）新能源交易
1.交易開展前，新能源發(fā)電企業(yè)需向交易機構申報全年發(fā)電能力并分解到月，月分解電量原則上應介于近三年同月最大上網(wǎng)電量與最小上網(wǎng)電量之間；歷史上網(wǎng)電量數(shù)據(jù)無法形成明確申報電量范圍的，發(fā)電能力不得高于近3年所在區(qū)域同類型發(fā)電的最大發(fā)電水平、不得低于近3年所在區(qū)域同類型發(fā)電的平均發(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。每月交易開展前可以根據(jù)企業(yè)實際發(fā)電情況對次月發(fā)電能力做出調整。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5時至20時）。采取交易價格聯(lián)動機制的電力用戶暫不參與新能源交易。
2.新能源交易按照年度、月度、月內等周期組織，執(zhí)行分時價格，按照享受可再生能源補貼項目、不享受可再生能源補貼項目分別組織開展。享受可再生能源補貼項目僅組織單邊競價交易，由用戶側報量報價、發(fā)電側報量接受價格。不享受可再生能源補貼項目優(yōu)先開展協(xié)商交易，協(xié)商交易結束后，未成交以及未參與協(xié)商交易電量可以參加掛牌交易。
（四）電網(wǎng)企業(yè)代理購電交易
電網(wǎng)企業(yè)代理購電以掛牌交易方式開展，其中年度交易電量不得低于代理電力用戶本年度預測市場化購電量總和的65%。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，不含簽訂年度價格聯(lián)動合約和優(yōu)先成交用戶，下同）平均新能源成交比例。電網(wǎng)公司代理購電掛牌交易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平均價格。為保障各類型新能源企業(yè)公平參與，電網(wǎng)企業(yè)代理購電電量應按照光伏有效發(fā)電時段曲線和非光伏有效發(fā)電時段曲線分別進行掛牌，其中光伏有效發(fā)電時段曲線可由全部類型新能源發(fā)電企業(yè)參與摘牌；非光伏有效發(fā)電時段曲線可由風電及具備全時段發(fā)電能力的一體化新能源發(fā)電項目參與摘牌。
（五）風光制氫一體化項目
為支持風光制氫一體化項目建設，推動制氫、制氨、制醇產業(yè)發(fā)展，2025年上網(wǎng)電量占發(fā)電量比例適當上調，實行過渡方案退坡機制，具體在修訂風光制氫一體化項目細則中確定，超出規(guī)定的上網(wǎng)電量不予結算。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，完成相關電能計量表計安裝，滿足電費結算要求。
五、網(wǎng)對網(wǎng)跨區(qū)跨省市場交易省內銜接
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)、不享受可再生能源補貼的新能源發(fā)電企業(yè)分別組織，鼓勵發(fā)電企業(yè)直接參與跨省區(qū)電力交易。電網(wǎng)企業(yè)按照優(yōu)先發(fā)電計劃規(guī)模，結合蒙西電網(wǎng)輸配電價及新能源消納情況，確定外送交易電量（曲線）、價格及新能源電量比例，未成交的優(yōu)先發(fā)電計劃按對應類型發(fā)電機組（場站）剩余發(fā)電空間比例分攤。
新能源發(fā)電場站參與區(qū)內交易后的剩余發(fā)電能力可參與跨省區(qū)電力交易，參與跨區(qū)跨省外送交易電量占跨省區(qū)新能源交易總電量比例不得高于本場站參與區(qū)內新能源交易電量占區(qū)內新能源交易總電量比例。交易結束后，若跨區(qū)跨省交易空間仍有剩余且新能源發(fā)電場站仍有剩余發(fā)電空間，可組織開展第二輪跨省區(qū)新能源交易，新能源發(fā)電場站可按剩余發(fā)電能力參與?？缡^(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2025年蒙西地區(qū)可再生能源消納責任權重要求。
六、鼓勵煤炭行業(yè)電力用戶簽訂價格聯(lián)動合同
煤炭行業(yè)電力用戶自主參與協(xié)商交易并與燃煤發(fā)電企業(yè)簽訂根據(jù)煤炭價格調整的電力交易合同，未在協(xié)商交易中成交的電量自動參與掛牌交易。煤炭行業(yè)電力用戶與燃煤發(fā)電企業(yè)可以根據(jù)已發(fā)布的“基準交易價+浮動交易價”模式簽訂合約，也可以自行約定聯(lián)動方式。“基準交易價+浮動交易價”選用的價格指數(shù)、燃煤發(fā)電企業(yè)與煤炭行業(yè)電力用戶的簽約比例等事項，由交易機構按照科學合理、公平公正、統(tǒng)籌兼顧的原則起草具體方案并交市場管理委員會研究通過后執(zhí)行。煤炭洗選行業(yè)電力用戶按照一般行業(yè)參與電力市場交易。
七、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于內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)內市場化電量參與，有關要求按照《內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。
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。電力用戶可與燃煤發(fā)電企業(yè)協(xié)商一致簽訂價格聯(lián)動合約，合約聯(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2024年享受可再生能源補貼新能源項目區(qū)內平均成交綜合價格，不高于現(xiàn)貨市場申報價格上限。
九、中長期合同偏差結算
中長期交易合同不滿足簽約比例要求的偏差電量，開展偏差結算，居民農業(yè)、獨立儲能、采取交易價格聯(lián)動機制的電力用戶暫不參與中長期合同偏差結算。
（一）年度合約偏差結算
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“保量保價”優(yōu)先電量]。
年度發(fā)電側或用電側全網(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2025年生產安排確有重大調整，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算電量，年內實際發(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倍補繳偏差結算費用，參與單邊競價的電力用戶置換交易合約電量按非優(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倍補繳偏差結算費用。
（二）發(fā)用電企業(yè)偏差結算電費進行分攤
按照發(fā)電側（按照電源結算關系，區(qū)分火電、各類新能源）、用電側分別設立賬目。發(fā)電側偏差結算費用按照用電企業(yè)交易電量比例進行分攤，用電側偏差結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)和交易機構應積極推進新型經(jīng)營主體參與電力市場，積極引導分布式光伏、分散式風電、儲能等分布式電源和可調節(jié)負荷等單一技術類新型經(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。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)有關規(guī)定執(zhí)行。探索實施結算單元，保障六類市場化項目合規(guī)參與電力市場。
（二）交易機構應探索市場運行調整等費用合理化分攤（分享）機制，探索新能源發(fā)電曲線與電網(wǎng)負荷曲線匹配激勵機制，打造基于個體激勵和整體公平耦合的市場結算費用分配機制，進一步發(fā)揮市場結算“穩(wěn)價、保供、促消納”的作用。
（三）交易機構探索開展市場干預后的成本補償研究工作，具體實施細則另行制定。
（四）交易機構應設立獨立的交易操作室，將業(yè)務工作與交易操作工作分離，保障交易數(shù)據(jù)安全和系統(tǒng)穩(wěn)定運行。
（五）交易機構要對各經(jīng)營主體做好信息披露的指導工作。按照信息披露實施細則要求研究建立信息披露評估機制，對于信息披露不及時、不準確、不完整的，制造傳播虛假信息的，發(fā)布誤導性信息等行為，將納入交易行為信用評價，并予以市場約束、考核。
（六）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 國家能源局關于〈關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，按相關要求執(zhí)行。
本方案自2025年交易組織實施起開始執(zhí)行，本方案未調整的交易機制仍按照2024年相關模式和要求執(zhí)行，現(xiàn)行交易相關要求與本通知不符的，以本方案規(guī)定為準。
原標題：內蒙古：2025年蒙西電網(wǎng)區(qū)常規(guī)光伏“保量保價”優(yōu)先發(fā)電計劃20億千瓦時
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