2025-12-31 10:48来源：内蒙古自治区能源局 12月30日，内蒙古自治区能源局发布关于做好2026年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜的通知，通知指出，符合电力市场入市条件的蒙西电网现役燃煤机组、风电（包括分散式风电）、光伏（包括分布式、扶贫项目）及光热等发电项目，可按要求直接参与市场。 交易开展前，新能源发电企业需向交易机构申报全年发电能力并分解到月，月分解电量原则上应不高于近3年所在区域同类型发电同期最大发电水平，不低于近3年所在区域同类型发电同期的平均发电水平与自身历史同期发电水平的较小值。未主动进行发电能力申报的，按同区域同类型平均申报发电能力曲线执行。允许新能源发电企业按月或更短周期对发电能力做出调整。新能源发电场站（期）交易成交曲线不超过发电能力曲线，光伏发电成交曲线时段不应超过光伏有效发电时段（暂定为每日4时至20时），参与交易标的为全月、全日直线的年度、月度挂牌交易时可不受有效发电时段限制。 电网企业代理购电交易 电网企业代理购电包括工商业购电和居民、农业购电。 1.工商业购电以挂牌交易方式开展，其中年度交易电量不得低于上一年度市场化代理购电量的60%。挂牌交易按火电、新能源分别组织，新能源比例原则上不超过当期一般行业电力用户（含售电公司，不含优先成交用户，下同）平均新能源成交比例。电力曲线由电网企业根据所代理工商业用户预测用电曲线确定，分时段价格采用当前交易周期一般行业用户与对应类型发电企业签订合同的分时段加权平均价格。 2.水电、生物质等未纳入市场的发电机组上网电量用于保障居民农业用户用电，2025年6月1日后（含）投产户用分布式光伏及过渡期内的非户用分布式光伏、分散式风电项目上网电量视为居民、农业电量来源，不足部分由电网企业代理居民农业通过市场化方式采购火电电量，交易价格参照代理工商业价格形成方式确定。 原文如下： 内蒙古自治区能源局关于做好2026年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜的通知 内能源电力字〔2025〕783号 内蒙古电力(集团)有限责任公司，内蒙古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多边交易市场，充分发挥电力中长期市场保供稳价基础性作用，切实做好2026年内蒙古电力多边交易工作，保障电力平稳高效运行，经电力市场管理委员会审议通过，现将2026年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜通知如下。 一、交易规模 预计2026年蒙西电网区内电力市场交易电量规模2850亿千瓦时，居民、农业用电260亿千瓦时。 二、经营主体 发电企业：符合电力市场入市条件的蒙西电网现役燃煤机组、风电（包括分散式风电）、光伏（包括分布式、扶贫项目）及光热等发电项目，可按要求直接参与市场。分散式、分布式、扶贫、光热及《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）印发前投产的不享受可再生能源补贴新能源项目可分项目类型参与市场交易，参与中长期交易时按照不享受国家可再生能源补贴的新能源发电项目（以下简称无补贴新能源项目）执行。满足电网调度与计量条件的地调公用燃煤机组可直接参与交易。根据市场运行情况，推动抽水蓄能电站参与市场、逐步试点推动常规水电、生物质、燃气等电源类型参与市场。交易机构根据新能源核准（备案）、价格批复等文件，对平价（低价）、特许权、领跑者等项目进行认定，并经交易平台向全市场公布后执行。 鼓励符合条件的燃煤自备机组申请参与市场，参与交易类别参照公用燃煤机组相关要求。因自然灾害、事故灾难、公共事件或企业经营等原因停止发电的企业，可在交易平台提交相关证明材料后申请暂停交易，且暂停时间不少于3个月。超过3个自然月未发电企业且符合注销条件的发电企业应及时在交易平台办理注销手续。运营机构及时做好监测及风险提醒，做好该类发电企业暂停及注销手续。 电力用户：加快推动工商业用户全面参与市场，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，10千伏及以上全部工商业用户（含限制类）原则上要直接参与市场交易；进一步细化电力用户市场交易单元，若同一用户涵盖多个产品（行业）需要分别参与市场交易，须提交行业分类并明确不同行业电量的计量方式，鼓励按照用电企业所属行业开展计量改造；因新增产能、主体变更等原因造成交易单元调整的，须向电网企业、交易机构提供相关佐证材料后办理。因自然灾害、事故灾难、公共事件或企业经营等原因停止用电的企业，可在交易平台提交相关证明材料后申请暂停交易，且暂停时间不少于3个月，超过3个自然月未用电且符合注销条件的电力用户可在交易平台办理注销手续。运营机构应做好电力用户用电情况的风险提醒，积极协助相关电力用户开展暂停交易及市场注销等工作。 售电公司：电力交易机构应加强售电市场运营管理，优化售电代理服务费收取模式，取消承诺价格+价差返还、按价格比例分摊模式，新增固定度电服务费、基准服务费+浮动服务费模式。参与2026年度交易的售电公司，应以年为周期，按照调整后的服务费收取模式与用电企业建立售电代理关系，并根据年度交易电量规模，在交易开展前向电力交易机构足额缴纳履约保函或履约保险。电力交易机构应加强信息核验、市场行为信用评价、履约保函和履约保险管理，防范售电市场运行风险。 新型经营主体：具备电力、电量调节能力且具有新技术特征、新运营模式的配电环节各类资源，分为单一技术类新型经营主体和资源聚合类新型经营主体。其中，单一技术类新型经营主体主要包括储能等；资源聚合类新型经营主体主要包括虚拟电厂（负荷聚合商）和智能微电网。 三、区内电力交易 （一）交易安排 2026年电力中长期交易包括多年期交易、年度交易、月度交易和月内交易。按照国家发展改革委要求，市场化电力用户2026年的年度（含多年期交易年度分解）、月度中长期合同签约电量应不低于本年度预计用网电量的80%，燃煤发电企业中长期合同签约电量不低于同类型机组年度预计上网电量的80%，新能源场站中长期合同签约电量不低于本年度预计上网电量或本年度申报发电能力（二者取较大值）的80%。电力交易机构应做好动态监测，对签订率不满足要求的电力用户、燃煤发电企业、新能源场站及时给予提醒。 1.多年期交易 多年期交易按照协商、挂牌模式开展。其中，参与多年期协商交易的双方应按照电力交易机构公布的统一范本签订多年期绿电购电协议，提交电力交易机构备案后生效；多年期挂牌交易采用用户侧单边挂牌模式开展，电力用户（售电公司）在挂牌时段内提交多年期要约，新能源发电企业摘牌视为接受该要约，摘牌完成即为达成多年期交易合同。 多年期交易应按年度分解执行，纳入年度交易管理范畴。在多年期协议中约定分月或分时电量模式的，应在多年期交易年度分解过程中协商确定本年度电力曲线（全年每日96点）及价格曲线。未在规定时间内形成电力曲线及价格曲线的，暂停执行本年度多年期协议，并暂停合约相关方当年各类中长期交易参与资格。 经协议各方协商一致，多年期交易电量、曲线和价格可以按年度进行调整。完成年度分解的多年期交易电量，经协议各方协商一致可按月对电力曲线及价格进行调整。 2.年度交易 全部电力用户及发电企业均可参与2026年度交易。按集中竞价交易、挂牌交易、撮合交易的顺序组织。 （1）年度集中竞价交易 全部电力用户及补贴新能源项目可参与年度集中竞价交易，采用用户侧单边竞价、边际出清模式开展，交易标的物为每月96点电力。发电侧应申报本年度各月参与交易电量，交易机构按照近三年各月市场化风电、光伏平均上网电力曲线对发电侧申报电量进行分解，形成每月96点曲线并在技术支持系统进行公布；电力用户应申报本年度各月参与交易电量及综合价格（电能量价格与绿电环境价值之和），电力交易机构按照近三年各月市场化电力用户平均用网电力曲线对用户侧申报电量进行分解，形成每月96点电力曲线并在技术支持系统进行公布。 交易出清过程中，将发电侧中标电量按照东部、西部用户全部中标电量比例进行拆分，按照申报时间顺序分别与中标的东部、西部用户形成一一匹配关系。交易出清后，各月出清电力按照均分方式拆分至各日；环境价值按照2026年度挂牌交易、多年期交易本年度分解中绿电平均环境价值执行，电能量价格按照综合价格减去环境价值执行。 （2）年度挂牌交易 全部电力用户及燃煤发电企业、无补贴新能源项目可参与年度挂牌交易，采用发电侧单边挂牌、用户侧摘牌模式开展，分两场次组织，交易标的物分别为全年或分月电量（全年或分月直线）、分月四小时电量（全月每日四小时直线）。用户侧参与标的物为全年或分月电量挂牌交易电量不应超过上一年度用网电量的45%，2025年6月后（不含）入市参与交易的电力用户，可选择按不超过自身运行变压器容量与用户侧平均负荷率折算电量的45%执行。发电侧参与标的物为全年或分月电量挂牌交易电量不应超过上一年度上网电量的60%，2025年6月后（不含）入市参与交易的发电企业，可选择按不超过自身并网装机容量与同类型发电机组（场站）平均负荷率折算电量的60%执行。各场次中，优先开展集中挂牌交易，集中挂牌结束后开展连续挂牌交易。 发电侧应申报电量及分时电能量价格，进行绿电电量挂牌的，还应单独申报环境价值。 交易出清后，按照中标电量及标的物时段均分生成等负荷电力曲线（直线）。 （3）年度撮合交易 在年度挂牌交易中未满足成交意愿的经营主体，可继续参与年度撮合交易。年度撮合交易采用集中撮合+滚动撮合模式组织，交易标的物为分月96点电力，发电侧作为卖出方、用电侧作为买入方。集中撮合阶段，双方同时申报每月各点电力及分时综合价格（新能源发电申报价格不低于年度挂牌交易、多年期交易本年度分解平均绿电环境价值），按照综合价格、申报时间进行排序，边际出清；滚动撮合阶段，双方同时申报每月各点电力及分时综合价格，依次按照综合价格、申报时间为优先级进行高低匹配出清，各匹配对出清价格按照双方报价的算术平均值向下保留1位小数执行。 交易出清后，各月出清电力按照均分方式拆分至各日；绿电电量环境价值按照年度挂牌交易、多年期交易2026年度分解平均绿电环境价值执行，电能量价格按照综合价格减去环境价值执行。 （4）签约要求 电力用户年度交易电量原则上不低于上年度用网电量的60%；燃煤发电企业年度中长期合同签约电量应不低于上一年度上网电量的60%；新能源场站年度中长期合同签约电量应不低于上一年度上网电量或本年度申报发电能力（二者扣减机制电量后取较大值）的60%。售电公司根据代理用户的整体用电情况按照上述要求签订年度中长期合同。电力交易机构应做好交易结果校核工作，对于年度签约比例过高的经营主体签约电量进行核减。 如遇国家、自治区政策调整，所涉及的电力用户和发电企业已经签订的年度交易合同需按照相关文件要求进行调整。年度交易合同无法履行的，经成交双方同意可开展剩余合同电量回购交易，回购费用（额外支付给对方的费用）由发起方承担。 3.月度交易 全部电力用户及发电企业均可参与2026年各月月度交易。按集中竞价交易、挂牌交易、撮合交易的顺序组织。 （1）月度集中竞价交易 全部电力用户及补贴新能源项目可参与月度集中竞价交易，采用用户侧单边竞价、边际出清模式开展，交易标的物为每日96点电力。发电侧应申报本月各日参与交易电量，电力用户应申报本月各日参与交易电量及综合价格。电力交易机构按照年度交易过程中公布对应月份发电、用电平均曲线，扣减电力用户、发电企业已成交电力曲线形成竞价申报曲线并向对应主体进行展示。 交易出清过程中，将发电侧中标电量按照东部、西部用户全部中标电量比例进行拆分，按照申报时间顺序分别与中标的东部、西部用户形成一一匹配关系。交易出清后，环境价值按照当月月度挂牌交易中绿电平均环境价值执行，电能量价格按照综合价格减去环境价值执行。 （2）月度挂牌交易 全部电力用户、燃煤发电企业和无补贴新能源项目可参与月度挂牌交易，采用发电侧单边挂牌、用户侧摘牌模式开展，交易标的物为全月四小时电量或分日四小时电量（全月或分日四小时直线），2026年年内并网且未参与2026年度交易的发电机组（场站）可按全月或分日电量（全月或分日直线）进行挂牌，按全月或分日挂牌电量不超过同类型发电机组2025年平均上网小时数与自身装机容量乘积的60%。优先开展集中挂牌交易，集中挂牌结束后开展连续挂牌交易。 发电侧应申报电量及分时电能量价格。其中，进行绿电电量挂牌的，还应单独申报环境价值。 （3）月度撮合交易 在月度挂牌交易中未满足成交意愿的经营主体，可继续参与月度撮合交易。月度撮合交易采用集中撮合+滚动撮合模式组织，交易标的物为当月每日96点电力，发电侧作为卖出方、用电侧作为买入方。集中撮合阶段，双方同时申报每日各点电力及分时综合价格（新能源发电申报价格不低于月度挂牌交易平均绿电环境价值），按照综合价格、申报时间进行排序，边际出清；滚动撮合阶段，双方同时申报每日各点电力及分时综合价格，依次按照综合价格、申报时间为优先级进行高低匹配出清，各匹配对出清价格按照双方报价的算术平均值向下保留1位小数执行。 交易出清后，绿电电量环境价值按照当月月度挂牌交易平均绿电环境价值执行，电能量价格按照综合价格减去环境价值执行。 （4）签约要求 电力用户月度净合约电量上限（含年度交易当月分解、月度交易、月内交易及合同转让、回购等全部合约电量，下同），以电力用户上年度至本年度最大月度结算电量为基准，不超过基准电量的105%。连续2个月月度中长期签约率超出150%或近6个月内有3个月中长期签约率超出150%的，基准电量调整为近2个月平均用网电量，触发上述条款后连续2个月签约率低于105%的，可恢复基准电量执行模式。 电力用户确有增产需求的，可向电力交易机构提交超额申请，经电力交易机构审核后生效。超额申请电量应符合实际生产需求，触发签约率过高限制条款的，申请调增电量不应超过近30日（以技术支持系统采集电量为准）最大日用网电量与当月天数的乘积。提交超额申请的电力用户在当月月内用户侧合同转让交易中，不可转让出电量。 燃煤发电机组月度净合约电量上限，根据电力调度机构提供的燃煤发电机组月度检修计划确定。月度交易电量约束无法满足发电机组最低签约比例要求的，月度签约电量上限按照机组最低签约比例要求执行。 4.月内交易 月内交易分为集中竞价交易、融合交易、发电侧合同置换交易和合同回购交易。 （1）全部电力用户及补贴新能源项目可参与月内集中竞价交易，月内集中竞价交易按工作日连续开展，采用用户侧单边竞价、边际出清模式。月内集中竞价交易分三阶段开展，交易标的物分别为D+1日至10日、D+1日至20日、D+1日至月底每日96点电力。 （2）全部电力用户、燃煤发电企业和无补贴新能源项目可参与月内融合交易，月内融合交易按工作日连续开展，按照集中撮合+滚动撮合模式组织。月内融合交易分三阶段开展，交易标的物周期分别为D+1日至10日、D+1日至20日、D+1日至月底。标的物按照时段分别设置，其中，D+1日至D+4日交易标的物为每日96点电力；D+5至本阶段末标的物为每日四小时电量。 月内融合交易兼具月内增量交易及用户侧合同电量转让（合同置换）职能，用户可作为卖出方（置换）和买入方（增量或置换），燃煤发电和无补贴新能源项目仅作为卖出方（增量）。开市时段内，发电侧申报增量卖出电量、综合价格（新能源发电申报价格不低于月度挂牌交易平均绿电环境价值）；用户侧申报置换卖出电量、置换价格（通过选择原始合约确定原始合约电能量价格及环境价值）或申报买入电量、等效价格（综合价格+置换价格）。集中撮合阶段，买卖双方按照等效价格进行排序，按照等效价格优先、等效价格相同时绿电优先、以上均相同时时间优先原则进行匹配，边际出清；滚动撮合阶段，按照买卖双方等效价格优先、等效价格相同时绿电优先、以上均相同时时间优先原则进行匹配，完成匹配的，增量交易撮合价格按照匹配双方等效价格的算术平均值向下保留1位小数执行，环境价值按月度挂牌交易平均绿电环境价值执行、电能量价格为等效价格扣减环境价值执行；置换交易撮合价格按照匹配双方等效价格的算术平均值向下保留1位小数执行，电能量价格、环境价值均按置换原始合同执行，置换价格按照撮合价格扣减电能量价格及环境价值执行。 同一交易场次的同一时段，电力用户不可同时买入和卖出电量，多年期交易电量不可卖出。电网企业可作为卖出方，将网对网外送、电网企业代理购电不能执行的合同电量进行卖出，不得收取置换费用，撮合价格按照原始合同价格执行。优先成交电量仅可在具有相同优先成交资格的电力用户间转让。 （3）全部发电企业可参与月内发电侧合同置换交易，月内发电侧合同置换交易按工作日连续开展，按照集中撮合+滚动撮合模式组织，分三阶段开展，交易标的物周期分别为D+1日至10日、D+1日至20日、D+1日至月底。标的物按照时段分别设置，其中，D+1日至D+4日交易标的物为每日96点电力；D+5至本阶段末标的物为每日四小时电量。 发电侧合同置换根据发电企业类型，按照燃煤发电企业、补贴新能源项目、无补贴新能源项目分别组织开展。开市时段内，卖出（置换出）方申报卖出电量、置换价格（通过选择原始合约确定原始合约电能量价格及环境价值），买入（置换入）方申报买入电量、等效价格（电能量价格+环境价值+置换价格），撮合模式参照月内融合交易。 燃煤发电侧合同电量转让交易原则上由大容量、高参数、环保机组替代低效、高污染火电机组及关停发电机组发电。同一交易场次的同一时段，发电企业不可同时买入和卖出电量，多年期交易电量不可卖出。 鼓励燃煤发电机组加强设备治理，减少非计划停运次数和时间。发生非计划停运后，燃煤发电企业、电力调度机构应及时向电力交易机构通报非计划停运情况，电力交易机构根据机组非计划停运情况开展机组非计划停运期间合同置换交易。 燃煤发电机组非计划停运期间仅可对D+1日中长期合约进行卖出（遇有节假日、公休日的可延长至下一工作日），可置换电量占原始合约电量比例上限随非计划停运时间增加逐步降低。具体为：

阶段	标的时间	置换出上限 （占持有合约比例）
1	0-72小时（含）	100%
2	72小时（不含）-144小时（含）	80%
3	144小时（不含）-216小时（含）	60%
4	216小时（不含）-360小时（含）	40%
5	＞360小时（不含）	0%

（4）月内合同回购交易以10日为周期开展，参照年度合同回购方式进行组织，分别可对每月1日至月底、11日至月底、21日至月底的年度（月分解）、月度中长期合约曲线进行回购，回购电量不超过回购标的对应的原始合同电量。回购费用（额外支付给对方的费用）由发起方承担。燃煤发电机组非计划停运期间不可参与合同回购交易。 （二）新能源交易 交易开展前，新能源发电企业需向交易机构申报全年发电能力并分解到月，月分解电量原则上应不高于近3年所在区域同类型发电同期最大发电水平，不低于近3年所在区域同类型发电同期的平均发电水平与自身历史同期发电水平的较小值。未主动进行发电能力申报的，按同区域同类型平均申报发电能力曲线执行。允许新能源发电企业按月或更短周期对发电能力做出调整。新能源发电场站（期）交易成交曲线不超过发电能力曲线，光伏发电成交曲线时段不应超过光伏有效发电时段（暂定为每日4时至20时），参与交易标的为全月、全日直线的年度、月度挂牌交易时可不受有效发电时段限制。 （三）电网企业代理购电交易 电网企业代理购电包括工商业购电和居民、农业购电。 1.工商业购电以挂牌交易方式开展，其中年度交易电量不得低于上一年度市场化代理购电量的60%。挂牌交易按火电、新能源分别组织，新能源比例原则上不超过当期一般行业电力用户（含售电公司，不含优先成交用户，下同）平均新能源成交比例。电力曲线由电网企业根据所代理工商业用户预测用电曲线确定，分时段价格采用当前交易周期一般行业用户与对应类型发电企业签订合同的分时段加权平均价格。 2.水电、生物质等未纳入市场的发电机组上网电量用于保障居民农业用户用电，2025年6月1日后（含）投产户用分布式光伏及过渡期内的非户用分布式光伏、分散式风电项目上网电量视为居民、农业电量来源，不足部分由电网企业代理居民农业通过市场化方式采购火电电量，交易价格参照代理工商业价格形成方式确定。 四、网对网跨区跨省市场交易省内衔接 国家发展改革委下达的跨省区优先发电计划电量全部通过年度中长期交易合同方式落实，由电网企业挂牌、按照燃煤发电企业、无补贴新能源项目分别组织。网对网跨区跨省新能源交易分两轮次开展，其中，第一轮次新能源发电场站摘牌电量占全部挂牌电量比例不超过新能源发电场站申报发电能力占同类型新能源发电场合计申报发电能力比例。其余未明确事宜按上一年度跨省区交易有关要求执行。 跨省区交易（含优先发电计划）累计新能源交易比例不得高于2026年蒙西地区可再生能源消纳责任权重要求。 五、新能源可持续发展价格结算机制电量 依据《深化蒙西电网新能源上网电价市场化改革实施方案》要求，电力交易机构根据机制电量规模，按照全网新能源年度发电能力申报中各月电量占比分解到各月，考虑不同项目类型发电特性，按照风电、太阳能两种类型分别计算分解。 六、积极开展绿色电力交易 按照《国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司关于内蒙古电力市场绿色电力交易试点方案的复函》（发改办体改〔2024〕82号）及有关实施细则要求，绿电交易纳入中长期交易范畴，新能源发电企业全部区内市场化电量参与，有关要求按照《内蒙古电力多边交易市场绿色电力交易实施细则（试行）》执行。 七、鼓励独立储能电站参与中长期交易 完成市场注册的独立储能电站可按照发电、用电单元分别参与电力中长期交易，其中，发电单元参照燃煤火电、用电单元参照一般行业用户参与交易及结算。电力调度机构应对独立储能电站的发电、用电中长期合约进行安全校核，并将校核通过后的中长期合约曲线作为充、放电执行曲线。 八、交易价格 经营主体参与电力中长期交易申报价格单位统一为元/兆瓦时（元/千千瓦时），精确至小数点后1位。 电力用户参与燃煤发电交易各时段价格在燃煤发电基准价格上浮不超过20%，高耗能行业用户不受上浮20%限制，但不得高于现货市场申报价格上限。同时放开各时段价格下限，为避免恶意竞争，交易价格暂不得为负。鼓励电力用户与燃煤发电企业签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制的中长期合同，合同联动价格不受上述价格上限限制。 新能源（绿电）协商、挂牌各时段电能量交易价格不高于燃煤发电基准价格，同时放开各时段价格下限，为避免恶意竞争，交易价格暂不得为负。电力用户参与新能源（绿电）竞价交易各段申报综合价格（电能量价格与环境价值之和，下同）不低于2025年享受可再生能源补贴新能源项目区内平均成交综合价格，不高于现货市场申报价格上限。 用户侧、发电侧在合同电量转让中收取价格不高于原合同电能量价格的20%，支付价格不高于原合同电能量价格的50%；合同回购交易中支付价格不得高于原合同电能量价格的50%。 九、中长期合同偏差结算 中长期交易合同不满足签约比例要求的偏差电量，开展偏差结算，居民农业、独立储能、风光制氢项目上网部分和购网部分、源网荷储一体化项目电力用户及网对网跨省区交易用户暂不参与中长期合同偏差结算。 （一）年度合约偏差结算 年度中长期合约签约比例未达到本文件要求的发电企业和电力用户，实际签约电量和满足签约比例电量之间的差额电量，燃煤发电企业按照燃煤机组年度交易平均成交价格的20%支付偏差结算费用，新能源企业按照同类型新能源年度平均交易电价的20%支付偏差结算费用；电力用户对应燃煤发电电量按照相应行业电力用户与燃煤发电机组年度交易成交价格的20%支付偏差结算费用，对应新能源电量按照各类型新能源年度平均交易电价的20%支付偏差结算费用。新能源年度交易偏差考核应签约电量为年度签约比例要求*[两者取大（上一年度上网电量或本年度申报年度发电能力）减去本年度机制电量]。 年度发电侧或用电侧全网平均签约比例达到要求，则不再执行年度考核。若燃煤发电企业、新能源企业和电力用户2026年生产安排确有重大调整，全年发电、用电无法达到年度合约签约比例对应的电量水平，以至于不能满足年度中长期合同签约的要求，可以申请核减年度偏差结算电量，年内实际发电、用电量达到年度合约签约比例水平时需按1.1倍补缴核减的偏差结算费用。 参与单边竞价优先成交的电力用户应审慎合理申报交易电量，全部电量合同的超额偏差按非优先成交电量合同价格与优先成交电量合同价格的差值的1.2倍补缴偏差结算费用，参与单边竞价优先成交的电力用户置换优先成交合约电量按非优先成交电量合同价格与优先成交电量合同价格的差值的1倍补缴偏差结算费用。 （二）发用电企业偏差结算电费进行分摊 按照发电侧（按照电源结算关系，区分火电、各类新能源）、用电侧分别设立账目。发电侧偏差结算费用按照用电企业交易电量比例进行分摊，用电侧偏差结算费用按照单位装机交易电量比例进行分摊。 十、其他事项 （一）电网企业和交易机构应积极推进新型经营主体参与电力市场，积极推动储能和可调节负荷等单一技术类新型经营主体及虚拟电厂（负荷聚合商）、智能微电网、增量配网和六类市场化项目等资源聚合类新型经营主体平等参与电力市场交易，支持新型经营主体创新发展。 （二）按照项目价格批复等文件，根据《财政部 国家发展改革委 国家能源局关于〈关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见〉有关事项的补充通知》（财建〔2020〕426号），补贴项目达到全生命周期补贴电量后，经发电企业提供相关证明，并与电网企业同时确认后，可进行发电项目交易类别变更。如国家有特殊规定，按相关要求执行。 （三）电网企业和交易机构应在满足蒙西地区可再生能源消纳责任权重、绿色电力消费比例等要求的基础上，推动跨省跨区绿电交易常态化开展，充分利用外送通道剩余空间促进新能源消纳。 （四）交易机构要做好用户行业分类，用户侧行业按照高耗能、一般行业等相近行业进行合并分类。 （五）交易机构要进一步强化风险识别，探索建立市场经营主体结算风险评估体系，及时研判经营主体参与市场风险，加强用户侧交易行为监测（特别是集中竞价交易），做好风险识别、上报及应急处置工作。 （六）交易机构要进一步引导经营主体合理签订中长期合约，鼓励东西部用户签订体现现货价格的中长期合同，在组织集中交易过程中应明确标注用户所在分区。交易机构要抓紧开展输电权研究，加快制定相关市场机制，密切关注集中交易中东西部用户成交情况，若发现出现重大问题及时完善相关机制。在开展阻塞盈余费用分享时，考虑曲线合理度因素，按照经营主体全月曲线合理度对返还阻塞盈余费用时的电量比例进行修正。 （七）优化需求侧响应交易，当月已列入紧急需求侧响应执行库的交易单元仍可参与日前需求侧响应交易申报，中标后次日不再作为紧急需求侧响应资源被调用，按照日前需求侧响应中标单元进行评估和结算。 （八）探索开展调节资源交易，初期组织需从电网获取调节容量的市场化新能源项目和独立储能参与，逐步扩展至虚拟电厂、可中断负荷等各类新型主体，激励更多调节资源投资运营，从而提高区内新能源消纳能力。 （九）推动容量市场建设，建立市场化的容量定价机制，进一步理顺价格形成，保障电力市场可靠性容量的充裕性；探索输电权交易机制，形成对阻塞费用的市场化疏导。 （十）交易机构应进一步规范市场主体账号管理。加强各类交易账号认证管理，实现交易行为可追溯性，适时建立集中报价管理机制和交易账号风险监控机制，对交易账号异常行为进行预警和处置，防范市场操纵和违规交易风险。 （十一）市场主体应规范使用交易系统，严禁自行或允许第三方通过非官方程序、脚本、爬虫或者其他自动化的方法使用系统或相关数据。交易机构应加强违规使用系统监测，对造成严重后果的违规行为应及时上报和处罚，确保交易公平公正和数据安全。 （十二）交易机构应常态开展电力市场主体信用评价工作，持续优化完善信用评价指标体系，推动评价结果与售电公司履约保函额度联动等拓展应用。 （十三）交易机构应开展交易员培训、考核，交易员需完成相应学习内容，考核合格后获取交易系统操作资格，持续提升交易员实操能力与合规意识。 本方案自2026年交易组织实施起开始执行，现行交易相关要求与本通知不符的，以本方案规定为准。 内蒙古自治区能源局 2025年12月30日