关于做好2021年内蒙古电力多边交易市场交易工作有关事宜的通知

各相关盟（市）工信局、内蒙古电力（集团）有限责任公司、各市场主体：

　　为切实做好2021年内蒙古电力多边交易工作，进一步完善市场交易，确保电力市场建设有序推进，充分发挥电力市场对稳定经济增长、调整产业结构的作用，推动自治区工业经济高质量发展，现就2021年内蒙古电力多边交易市场交易工作有关事宜通知如下：

　　一、市场主体准入

　　根据国家发展改革委进一步放发用电计划的要求，有序扩大2020年市场交易规模，基于现行市场注册备案制执行情况，适时放开大工业电力用户发用电计划，探索市场准入负面清单制度。

　　二、市场交易安排

　　（一）年度交易

　　1.年度交易以自然年为交易周期，按照不同行业分批次组织开展。参与年度交易的电力用户申报电量不得低于前三年用电量平均值的80%，原则上不得超过其2020年度实际用电量。

　　2.年度交易根据不同行业可采取挂牌、协商等方式组织。

　　（二）月度交易

　　1.完成市场注册的电力用户均可参与月度交易。已经参与年度交易的电力用户，年度交易合同以外的用电量仍可参与月度交易。

　　2.月度交易以双边协商方式组织。若发电企业与用电企业无法在交易时限内协商成交，未成交电量由交易机构组织开展火电企业集中竞价交易。

　　（三）煤炭企业用电交易

　　1.煤炭企业用电交易以月度为周期组织开展。

　　2.蒙西地区全部煤炭用电企业（含煤矿企业和煤炭洗选企业）电力用户生产用电全部纳入电力多边交易市场。新进入市场的煤炭用电企业，完成注册后的全部生产用电均为市场交易电量，未能成交的生产用电均按照指导价进行结算。已按要求办理停产手续的煤炭企业，不参与按照“基准交易价+浮动交易价”机制实施的电力交易。

　　3．由于国家发改委价格监测中心不再向社会公布各地区电煤价格指数，《关于做好蒙西地区煤炭行业电力用户生产用电市场交易工作有关事宜的通知》（内经信电力字〔2018〕490号）中CP已经无法随煤炭价格变化作出响应。为更好的做好蒙西地区煤炭行业电力用户生产用电市场交易工作，切实履行“基准电价+浮动机制”的市场化定价机制，考虑相关系数的权威性和代表性，决定选用自治区发展改革委编制的西部电煤采购价格指数以及东部电煤采购价格指数作为蒙西地区煤炭行业电力用户生产用电市场交易的参考指数。浮动交易价计算公式中，锡林郭勒盟以西各盟市煤炭企业CS暂定为180，CP为当月西部电煤采购价格指数，K值为0.08；锡林郭勒盟煤炭企业CS暂定为200，CP为当月东部电煤采购价格指数，K值为0.04。

　　（四）新能源交易

　　1.自治区明确的战略性新兴特色优势产业电力用户、先进制造业用电企业和自治区重点大用户企业优先与新能源企业开展交易。根据新能源企业发电和市场交易情况，可适时开展新能源增量交易。

　　2.参与新能源交易相关行业用电企业全年新能源交易电量比例基本一定的情况下，交易机构根据新能源发电预期情况按月动态分解新能源交易电量。交易机构可将近三年平均月度发电量作为参考值，结合保障电量完成均衡度，作为月度交易分解依据。

　　（五）自备电厂替代交易

　　为扩大新能源消纳空间，根据2021年蒙西电网新能源发电情况适时开展新能源替代自备电厂发电交易。当新能源发电受限时，自备电厂降低负荷或停备机组，拥有自备电厂的用电企业增加网购市场交易电量，有效促进新能源增量消纳。

　　三、签订中长期交易合同

　　按照国家发展改革委、国家能源局《关于做好2021年电力中长期合同签订工作的通知》（发改运行〔2020〕1784号）文件相关要求，内蒙古电力多边交易市场中长期合同签订应满足以下要求：

　　（一）电力用户全电量参与中长期电力交易。

　　（二）基数电量视为市场内发电企业与电网公司签订的中长期合同，按照中长期交易模式组织合同签订、合同置换等市场行为，开展中长期交易合同执行评价工作，保障中长期合同有效执行。

　　（三）年度交易电力用户中长期交易合同中需明确合同电量与日负荷曲线，年度协商交易采用分时成交、分段报价的形式开展。根据蒙西电网用电负荷情况，高峰时段暂定为每日17点至21点、低谷时段暂定为每日21点至次日8点，其他时段为平段时段。

　　（四）中长期交易合同参照国家能源局下发的《中长期交易合同模板》组织签订，引入电网公司作为合同的丙方的参与合同签订，明确计量点、合同执行、保底服务等职责。

　　（五）市场主体应主动配合交易机构完成中长期合同“规范签”、“电子签”相关要求，否则取消相应交易结果。

　　（六）研究建立偏差结算机制，适时探索开展电力用户分时段偏差电量模拟结算。

　　四、其他事宜

　　（一）市场内售电公司可代理除煤炭生产用电交易以外的各类中长期交易用户企业。售电公司在结算考核时按照交易周期售电公司整体交易电量与平均成交价格进行计算。

　　（二）交易机构负责探索开展市场主体信用评价工作，针对长期未参与市场、不配合市场主体信息核查相关工作的用户企业，按照相关规则、细则要求暂停交易资格或启动退市手续。

　　（三）交易机构继续完善短周期合同置换交易，适时引入价格要素，探索短周期合同调整（增量、回购）的交易模式，保障市场灵活性与流动性。开展发电侧容量市场的理论研究和市场筹备工作。

　　（四）针对市场主体对交易规则、市场政策提出的相关调整建议，交易机构做好信息收集分析工作，起草调整方案，启动市场管理委员会机制。市场管理委员会要尽快完善成员之间信息沟通和议事机制，在研究规划、制定细则、协调争议和加强监督等方面积极发挥作用。

　　（五）交易机构应及时将市场交易相关政策告知各类市场主体，做好培训、解释等工作，协助各类市场主体加强交易人员管理，保障电力交易有序进行。

　　（六）电力公司调控中心要科学安排各类机组运行方式，确保中长期交易合同有效执行，并在交易开展前公布电网必开机组及其运行方式。

　　（七）各有关交易主体应坚持平等协商、自主交易、诚信为本；严禁串通联盟，形成价格壁垒，干扰交易秩序。对市场主体出现严重违规交易和不诚信行为的，将纳入诚信考核体系，情节严重的列入市场黑名单实施联合惩戒。

　　2020年12月31日