天津2024年11月发电装机及分类型总体情况

天津2024年11月发电装机及分类型总体情况近日公布，截止11月底，统调火电发电机组装机容量1570.61万千瓦，水电发电机组装机容量610.3万千瓦，风电发电机组装机容量233.14万千瓦，太阳能发电机组装机容量99.3万千瓦，储能140.21万千瓦。

详情请见：

冀北地区2024年11月各类型发电机组装机总体情况

冀北地区2024年11月各类型发电机组装机总体情况，11月总发电量为1674684.14万千瓦时。

详情请见：

https://news.bjx.com.cn/html/20241212/1416329.shtml

内蒙古电力集团2024年售电量超3000亿千万时

2024年11月上海电网煤电容量电费相关结果公示

根据《国家发展改革委 国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号）、《国家能源局综合司关于明确煤电容量电价适用范围有关事项的暂行通知》（国能综通电力〔2023〕141号）和《华东能源监管局关于明确容量电费考核有关事项的通知》（华东监能市场〔2024〕7号）等文件要求，国网上海市电力公司完成了2024年10月上海电网煤电机组最大出力申报和认定情况、容量电费考核结果、免于考核情况等信息的计算和汇总，具体信息详见附件，现予以公示。如有不同意见，可于2024年12月17日17:30前向国网上海市电力公司反馈。

联系电话：021-28926671

附件：1.2024年11月上海电网公用燃煤机组最大出力申报、认定情况表

2.2024年11月上海电网公用燃煤机组容量电费考核明细表

上海电力交易中心

2024年12月12日

湖北2024年11月全社会用电量217.68亿千瓦时 同比增长3.04％

2024年11月湖北省全社会用电量217.68亿千瓦时，同比增长3.04％。分产业看，第一产业用电量2.82亿千瓦时，同比增加8.55％；第二产业用电量137.78亿千瓦时，同比增长2.73％；第三产业用电量43.33亿千瓦时，同比增长4.21％；居民生活用电量33.75亿千瓦时，同比增长2.43％。

2024年11月湖北省发电量201.52亿千瓦时（不含三峡），同比增长12.18％。分品种看，11月份，水电20.18亿千瓦时（不含三峡），同比下降50.13％；火电142.35亿千瓦时，同比增长35.83％；风电14.34亿千瓦时，同比下降13.13％；太阳能24.65亿千瓦时，同比增长37.97％。

北京2025年电力市场化交易方案正式印发：直接市场交易规模300亿千瓦时

执行工商业电价的电力用户原则上全部直接参与市场交易（直接向发电企业和售电公司购电，下同）。

选择直接参与市场交易的电力用户，应在首都电力交易中心完成市场注册，电力用户可以供用电合同上的单位名称申请入市，也可以缴费人的单位名称申请入市（需获得供用电合同上的单位授权，视同供用电合同上的单位入市）。其全部电量均应通过直接参与市场交易购买。鼓励年用电量超过500万千瓦时的用户与发电企业开展电力直接交易。

北京电力交易中心、国网华北分部、国网北京市电力公司、首都电力交易中心，各有关市场主体：

现将《北京市2025年电力市场化交易方案》《北京市2025年绿色电力交易方案》印发给你们，请遵照执行。《关于印发北京市2024年电力市场化交易方案、绿色电力交易方案的通知》（京管发〔2023〕16号）自2025年1月1日起废止。

特此通知。

北京市城市管理委员会

2024年12月12日

为贯彻落实国家发展改革委、国家能源局《关于印发<电力中长期交易基本规则>的通知》（发改能源规〔2020〕889号）、国家发展改革委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）等文件要求，持续做好北京地区电力市场化改革，充分发挥电力中长期交易压舱石、稳定器的作用，稳妥推进北京市2025年电力市场化直接交易工作，结合北京市实际，特制定本方案。

2025年，北京市电力市场化交易总电量规模拟安排910亿千瓦时，其中，直接市场交易规模300亿千瓦时，电网代理购电规模610亿千瓦时。

对暂未直接参与市场交易的电力用户，由国网北京市电力公司代理购电；已直接参与市场交易又退出的电力用户，以用户编号为单位，由国网北京市电力公司代理购电，其用电价格按照国家有关政策文件执行。

由国网北京市电力公司代理购电的工商业用户，可在每月15日前，在首都电力交易平台完成注册，选择自下月起直接参与市场交易，国网北京市电力公司代理购电相应终止。首都电力交易中心应将上述变更信息于2日内告知国网北京市电力公司。

北京市电力市场化交易工作由北京电力交易中心、首都电力交易中心共同组织开展。

符合华北能源监管局《关于印发<京津唐电网电力中长期交易规则>的通知》（华北监能市场〔2020〕221号）有关要求的发电企业，具体以电力交易中心公告为准。

在首都电力交易平台注册生效的电力用户分为批发用户和零售用户，并按照注册类型，分别参与批发市场和零售市场。

包括北京电力交易中心市场交易二部、首都电力交易中心；华北电力调度控制中心、北京电力调度控制中心。

由国网华北分部电力调度控制中心会同相关电力调度机构协调开展直接交易安全校核工作。

由北京电力交易中心、首都电力交易中心发布交易结果。交易结果一经电力交易平台发布即作为交易执行依据，交易各方不再签订纸质合同。

燃煤发电市场交易价格在“基准价+上下浮动”范围内形成，基准价适用落地省基准价水平，浮动范围原则上均不超过20%。鼓励购售双方在中长期合同中设立交易电价随燃料成本变化合理浮动条款，实行交易价格与煤炭价格挂钩联动，保障能源稳定供应。

批发用户的用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加构成；零售用户的用电价格由零售合同电能量价格、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加等构成。

其中：

上网电价由市场化交易形成，零售合同电能量价格由售电公司与零售用户签订零售套餐约定。上网环节线损费用、系统运行费用由电网企业按照国家及北京市要求核算并公示，按月由全体工商业用户分摊或分享。

输配电价包括区域电网输配电价和北京电网输配电价。区域电网输配电价按照国家发展改革委《关于第三监管周期区域电网输电价格及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕532号）执行。北京电网输配电价按照国家发展改革委《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕526号）、市发展改革委《关于北京电网第三监管周期输配电价等有关事项的通知》（京发改〔2023〕637号）执行。

发电企业直接报总量参与交易，交易价格执行单一报价，尖峰、峰段、平段、谷段各时段电价一致。批发用户、售电公司采用分时段报量、单一报价的模式，按照尖峰、峰段、平段、谷段分别报量，以总量参与交易。

执行峰谷分时电价政策的用户，继续执行峰谷分时电价政策。具体按照市发展改革委《关于进一步完善本市分时电价机制等有关事项的通知》（京发改规〔2023〕11号）执行。如遇电价政策调整，按新政策执行。

批发用户通过市场化交易形成的上网电价（含区域电网度电输电费用及网损折价）作为平段价格，以此为基准参与峰谷浮动；零售用户按照零售合同电能量价格作为平段价格，以此为基准参与峰谷浮动。上网环节线损费用、北京电网输配电价、系统运行费用和政府性基金及附加不执行峰谷分时电价。如遇电价政策调整，按照新政策执行。

2025年北京地区电力市场化交易结算方式按照华北能源监管局现行政策文件执行。电网企业代理购电产生的偏差电量，按国家、北京市相关文件规定执行。如遇政策调整，按照新政策执行。

批发用户、售电公司实际用电量与各类交易合同（购售合同）总电量的差值部分为偏差电量，偏差电量与各类交易合同（购售合同）总电量的比值为偏差率，即K。U1、U2为调节系数。

后期根据北京市场运行情况，适时调整调节系数并向经营主体发布。电网企业代理购电产生的偏差电量，按照京津唐电网月度竞价出清价格结算。

2025年，批发用户、售电公司因合同偏差电量结算引起的偏差资金，原则上在北京地区批发用户、售电公司范围内分摊。具体分摊原则如下：

综合考虑偏差电量、偏差率两个维度，按照“谁产生谁分摊、鼓励控制偏差”的原则对偏差结算差额资金进行分摊。各月偏差结算差额资金总额及各经营主体分摊金额按照当月结算数据计算、按月结算。

偏差结算差额资金总额指当月批发用户、售电公司支出的电能量合同费用及偏差结算费用总和与北京电网向华北电网支付的直接交易电能量合同费用及偏差结算费用总和之差。

Xi为第i个批发交易用户当月的偏差率绝对值，即第i个批发交易用户当月的偏差电量与合同电量之比的绝对值，合同电量包括年度分月、月度、合同电量转让及绿色电力等各类批发市场合同的电量之和，Xi大于等于1及合同电量为0时，Xi取当月其他偏差率小于1的批发交易用户偏差率的最大值。

各经营主体分摊的偏差结算差额资金等于当月分摊的偏差结算差额资金总额乘以其分摊基数占全部经营主体分摊基数之和的比例，计算方法为：

当经营主体发生电费追退补时，不再对历史差额资金进行还原和分配，纳入追补月份差额资金总额进行统一分配。

偏差免责申请及办理流程依据市城市管理委《关于北京市电力中长期交易偏差电量免责有关工作的通知》（京管发〔2023〕2号）执行。如遇政策调整，按照新政策执行。

北京市2025年绿色电力交易方案：电力用户绿电结算每度奖励0.02元

北京市城市管理委员会12月12日发布关于印发北京市2025年电力市场化交易方案、绿色电力交易方案的通知（京管发〔2024〕11号），其中绿色电力交易方案中提到，2025年本市绿色电力交易主要包括本市售电公司、电力用户参与京津唐电网绿色电力交易和跨区跨省绿色电力交易。绿色电力交易依托交易平台开展，京津唐电网绿色电力交易方式为双边协商、集中竞价；在参与跨区跨省绿色电力交易时，鼓励发用双方签订多年期绿色电力购买协议。

经营主体采用分时段报量、单一报价的模式，以各时段总量参与交易。经营主体申报全时段电量参与交易，分月电量不得超过其月度实际最大可用电能力。

对参与绿色电力交易的电力用户按绿色电力交易结算电量给予每度电0.02元的奖励。

详情如下 ：

为贯彻落实碳达峰、碳中和战略部署，加快建立有利于促进绿色能源生产消费的市场体系和长效机制，推进本市绿色电力交易工作有序开展，按照国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司《关于有序推进绿色电力交易有关事项的通知》（发改办体改〔2022〕821号）、华北能源监管局《关于完善绿电交易机制推动京津唐电网平价新能源项目入市的通知》（华北监能市场〔2023〕46号）以及国家发展改革委、国家能源局《关于印发〈电力中长期交易基本规则-绿色电力交易专章〉的通知》（发改能源〔2024〕1123号）等文件要求，特制定本方案。

绿色电力交易是指以绿色电力和对应绿色电力环境价值为标的物的电力交易品种，交易电力同时提供国家核发的可再生能源绿色电力证书(以下简称绿证)，用以满足发电企业、售电公司电力用户等出售、购买绿色电力的需求。初期，参与绿色电力交易的发电侧主体为风电、光伏发电项目，条件成熟时，可逐步扩大至符合条件的其他可再生能源。售电公司、电力用户可通过绿色电力交易平台（以下简称交易平台）购买绿色电力。

参与本市绿色电力交易的经营主体包括：售电公司、电力用户。

售电公司、电力用户（含批发用户、零售用户）须在交易平台注册生效。批发用户直接与发电企业进行交易购买绿色电力产品，零售用户通过售电公司代理购买绿色电力产品。零售用户与售电公司签订市场化购售电合同结算确认协议，提交首都电力交易中心后，由售电公司代理参加绿色电力交易，并与售电公司保持其他市场电量代理关系不变。

相关经营主体根据自身实际需求，在充分知悉绿色电力市场交易风险前提下，秉承真实、自愿原则参与绿色电力交易。

2025年本市绿色电力交易主要包括本市售电公司、电力用户参与京津唐电网绿色电力交易和跨区跨省绿色电力交易。绿色电力交易依托交易平台开展，京津唐电网绿色电力交易方式为双边协商、集中竞价；在参与跨区跨省绿色电力交易时，鼓励发用双方签订多年期绿色电力购买协议。

（一）交易周期

北京电力交易中心会同首都电力交易中心根据经营主体需求及风电、光伏发电企业交易意向，以年（多年）、月（多月）等为周期常态化组织开展绿色电力交易，适时开展月内绿色电力交易。

（二）交易申报

经营主体采用分时段报量、单一报价的模式，以各时段总量参与交易。经营主体申报全时段电量参与交易，分月电量不得超过其月度实际最大可用电能力。

（三）交易价格

绿色电力交易价格由市场化机制形成，应充分体现电能量价格和绿色电力环境价值。用户用电价格由绿色电力交易价格、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加构成。绿色电力环境价值可参考国网经营区平价绿证市场上一结算周期（自然月）的平均价格。上网环节线损费用按照电能量价格依据有关政策规则执行，输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加按照国家及北京有关规定执行。执行峰谷分时电价政策的用户，继续执行峰谷分时电价政策。原则上，绿色电力环境价值不纳入峰谷分时电价机制以及力调电费等计算，具体按照国家及北京市有关政策规定执行。

北京市绿色电力交易工作由北京电力交易中心、首都电力交易中心共同组织开展。

（一）京津唐电网绿色电力交易组织流程

1.需求申报

北京电力交易中心会同首都电力交易中心在交易平台发布交易公告。经营主体按时间规定申报、确认电量（电力）、电价等信息，交易平台出清形成无约束交易结果。

2.安全校核

北京电力交易中心将无约束交易结果提交相关调度机构安全校核，经安全校核后发布有约束交易结果。

（二）跨区跨省绿色电力交易组织流程

跨区跨省绿色电力交易按照国家相关部门规则文件组织实施。

绿色电力交易优先结算，月结月清，合同偏差电量不滚动调整。经营主体应分别明确电能量价格与绿色电力环境价值。其中，电能量价格结算方式按照华北能源监管局现行政策文件执行，调节系数参照《北京市2025年电力市场化交易方案》执行；绿色电力环境价值按当月合同电量、发电企业上网电量、电力用户用电量三者取小的原则确定结算数量（以兆瓦时为单位取整数，尾差滚动到次月核算）进行结算。其中，同一电力用户/售电公司与多个发电企业签约，总用电量低于总合同电量的，该电力用户/售电公司对应于各发电企业的用电量按总用电量占总合同电量比重等比例调减；同一发电企业与多个电力用户/售电公司签约的，总上网电量低于总合同电量时，该发电企业对应于各电力用户/售电公司的上网电量按总上网电量占总合同电量比重等比例调减。

对参与绿色电力交易的电力用户按绿色电力交易结算电量给予每度电0.02元的奖励。

国家能源局电力业务资质管理中心为新能源发电企业核发绿证，并将有关信息推送至北京电力交易中心，绿证信息计入交易平台发电企业的绿色电力账户；北京电力交易中心依据绿色电力交易结算结果等信息，经发用双方确认后，在交易平台将绿证由发电企业划转至电力用户。

（一）绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证。

（二）鼓励电力用户积极参与绿色电力交易，提高可再生能源消费占比，在绿色电力交易各个环节落实优先组织、优先调度、优先结算相关要求。

（三）鼓励跨国公司及其产业链企业、外向型企业、行业龙头企业购买绿证、使用绿色电力产品，发挥示范带动作用。支持外商投资企业参与绿证交易和绿色电力交易。推动中央企业、地方国有企业、机关和事业单位发挥先行带头作用，稳步提升绿色电力产品消费比例。强化高耗能企业绿色电力消费责任，按要求提升绿色电力消费水平。支持重点企业、园区等高比例消费绿色电力，打造绿色电力企业、绿色电力园区、绿色电力单位。支持城市副中心开展绿色电力、绿证交易，助力高质量发展。

（四）交易公告发布前，应报送市城市管理委。北京电力交易中心、首都电力交易中心应及时组织有意向参与绿色电力交易的经营主体进行交易平台操作培训和政策宣贯。

（五）北京市2025年绿电交易按照本方案执行，如遇政策调整，由市城市管理委另行发布。

冀北电网2025年电力中长期交易工作方案：2025年电力中长期直接交易电量规模暂定为830亿千瓦时

12月11日，河北省发改委印发《冀北电网2025年电力中长期交易工作方案》。

交易电量规模：根据预测，冀北电网2025年电力中长期直接交易电量规模暂定为830亿千瓦时，根据直接交易用户实际交易需求适时调整。

10千伏及以上工商业用户原则上要直接参与市场交易，鼓励其他工商业用户直接参与市场交易，暂无法直接参与市场交易的用户由电网企业代理购电。电网代理工商业用户可按月转为直接交易用户，电网公司代理购电规模相应缩小，直接交易规模相应扩大。电网代理购电市场化采购部分由国网冀北电力有限公司代理，按照7:3的比例分别与区内火电厂和区外火电厂开展交易。

批发市场交易组织：

2025年电力中长期交易包括火电交易、绿电交易、新能源外送交易、电网企业代理购电交易、张家口可再生能源示范区四方协作电采暖交易等。为促进新能源消纳，充分发挥市场化交易在电力保供中的基础性作用，在满足区内用电需求基础上，具备条件时可根据需要开展新能源及绿电省间外送交易。

2025年发电企业燃煤机组年度电力中长期合同签约电量比例应不低于年度预计发电量的80%，并通过后续合同签订，保障电力中长期合同签约电量比例不低于90%。2025年市场化电力用户（含售电公司、电网企业代理购电）年度电力中长期合同签约电量应不低于上一年度用电量的80%，并通过后续合同签订，保障电力中长期合同签约电量比例不低于90%。

独立储能可自愿参与年度、月度、月内等中长期电能量交易。独立储能在放电时段按发电企业身份参与火电交易，在充电时段按电力用户身份参与火电、绿电交易。在同一时段只能以发电企业或电力用户一种身份参与交易。

为衔接分时结算及现货市场，中长期交易分两阶段开展，未开展分时正式结算阶段交易按如下方式组织，开展分时正式结算阶段交易组织方案。

交易时段划分

1.市场化直接交易时段参照冀北电网净负荷曲线划分，时段划分及发电企业分时段申报电量峰谷比例要求如下：

（1）夏季（每年6、7、8月）

低谷：0－7时、23－24时，发电企业申报电量比例不低于33.4%；

平段：7－10时、12－16时、22－23时；

高峰：10－12时、16－17时、20－22时，发电企业申报电量比例不超过19.0%；

尖峰：17－20时，发电企业申报电量比例不超过10.8%。

（2）冬季（每年11、12月及次年1月）

低谷：1－7时、12－14时，发电企业申报电量比例不低于32.5%；

平段：0－1时、7－8时、10－12时、14－16时、22－24时；

高峰：8－10时、16－17时、19－22时，发电企业申报电量比例不超过23.1%；

尖峰：17－19时，发电企业申报电量比例不超过7.3%。

（3）其他季节（每年2、3、4、5月及9、10月）

低谷：1－6时、12－15时，发电企业申报电量比例不低于32.9%；

平段：0－1时、6－8时、9－12时、15－16时、23－24时；

高峰：8－9时、16－23时，发电企业申报电量比例不超过30.2%。

新能源交易上限

新能源企业年度分月、月度交易上限，暂按前三年（2021－2023年）分地市当月平均利用小时的50%确定（平价新能源项目按70%确定），配建调相机的项目交易上限按1.3倍执行。绿电交易电量、新能源外送交易均在交易上限以内开展。根据新能源发电和交易开展情况适时调整交易上限。

预计2025年蒙西电力交易规模2900亿千瓦时！内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜印发

文件提出，预计2025年蒙西电网区内电力市场交易电量规模2900亿千瓦时，居民、农业用电254亿千瓦时。

文件明确，“保量保价”优先发电计划安排。2025年新能源“保量保价”优先发电电量对应居民、农业等未进入电力市场的电力用户。初步安排常规风电“保量保价”优先发电电量69亿千瓦时（折算利用小时数390小时）、特许权项目16亿千瓦时（折算利用小时数2000小时），由电网企业按照蒙西地区燃煤基准价收购；低价项目2000小时以内电量按照竞价价格执行；除上述电量外风电项目所发电量均参与电力市场。

内蒙古自治区能源局关于做好2025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〔2024〕831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，有效推进中长期交易与现货交易的协调配合，切实做好2025年内蒙古电力多边交易工作，充分发挥电力市场对稳定经济增长、调整产业结构的作用，经电力市场管理委员会审议通过，现将2025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。

预计2025年蒙西电网区内电力市场交易电量规模2900亿千瓦时，居民、农业用电254亿千瓦时。

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（暂不含分散式风电）及光伏发电（暂不含分布式光伏和扶贫光伏）项目，可按要求直接参与市场。《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暂不参与市场。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、分布式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，并建立相应的注册备案制度。

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。超过3个自然月未发电企业应及时在交易平台申请暂停交易，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。超过3个自然月未用电的电力用户可在交易平台申请暂停交易，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：参与2025年年度交易的售电公司，应与代理用电企业建立有效期包含2025年全年的售电代理关系，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。电力用户完成市场注册公示后，可在规定时间内与售电公司建立代理关系，由售电公司参与下一周期市场交易。电力交易机构应加强售电市场运营管理，通过信息核验、市场行为评价、履约保函和履约保险管理等方式，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。

2025年新能源“保量保价”优先发电电量对应居民、农业等未进入电力市场的电力用户。初步安排常规风电“保量保价”优先发电电量69亿千瓦时（折算利用小时数390小时）、特许权项目16亿千瓦时（折算利用小时数2000小时），由电网企业按照蒙西地区燃煤基准价收购；低价项目2000小时以内电量按照竞价价格执行；除上述电量外风电项目所发电量均参与电力市场。初步安排常规光伏“保量保价”优先发电计划电量20亿千瓦时（折算利用小时数320小时），领跑者项目27亿千瓦时（折算利用小时数1500小时），由电网企业按照蒙西地区燃煤基准价收购；低价项目1500小时以内电量按照竞价价格执行；除上述电量外光伏发电项目所发电量均参与电力市场。

新能源“保量保价”优先发电电量（含低价新能源项目按竞价价格执行电量）由电力交易机构根据下达的电量规模，结合电网企业提供的月度居民、农业及非市场化机组预测曲线，按照优先发电小时数比例对经营主体进行预分配，预分配过程应考虑不同类型经营主体发电特性，优先对光伏发电等有限时段出力经营主体分配。

相关经营主体应在年度交易开展前向电力交易机构一次性申报年度每个月参与“保量保价”优先发电电量分配的意愿，申报截止后年内不得修改或调整。未在规定时间内申报的视为放弃本年度“保量保价”优先发电电量。

（一）交易安排

2025年电力中长期交易包括年度交易、月度交易和月内交易。为落实新能源消纳保障要求，各周期内新能源交易优先组织开展。鼓励市场主体签订一年期以上的电力中长期合同，多年期合同可在交易机构备案后按年度在平台成交并执行。按照国家发展改革委要求，市场化电力用户2025年的年度、月度、月内等中长期合同签约电量应高于上一年度用网电量的90%，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发电量的90%，新能源场站中长期合同签约电量不低于上一年度上网电量或本年度申报发电能力（二者取较大值）的90%。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.年度交易

全部电力用户及发电企业均可参与2025年年度交易。总体按竞价交易、协商交易、挂牌交易的顺序组织，具体交易品种根据交易类别分别安排。其中，年度协商交易、年度挂牌交易标的物为全年每日96点电力曲线；年度竞价交易标的物为全年各月24段（每日每小时）电量，成交电量平均分配至当月每日同时段，生成等负荷电力曲线。电网企业要对年度合同进行安全校核。

电力用户年度交易电量原则不低于上年度用网电量的65%，交易机构要做好用户签约比例监测，对签约比例过高的用户合同予以核减；燃煤发电企业2025年年度中长期合同签约电量不低于上一年度上网电量的80%；新能源场站2025年年度中长期合同签约电量不低于上一年度上网电量或本年度申报发电能力（二者取较大值）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。鼓励发用电双方在年度交易合同中明确曲线和价格调整机制，按照合同约定的调整办法或经合同双方同意，年度协商交易曲线和价格可以按月调整。

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，经合同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。

2.月度交易

全部电力用户及发电企业均可参与月度交易。总体按竞价交易、协商交易、挂牌交易的顺序组织，具体交易品种根据交易类别分别安排。其中，月度协商交易、月度挂牌交易标的物为当月每日96点电力曲线；月度竞价交易标的物为当月各日24段（每日每小时）电量，生成等负荷电力曲线。

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%。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，申请一经提交不可撤回，提交后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。

3.月内交易

全部发电企业及未签订价格联动合约的电力用户可参与月内交易。月内交易分为新能源（绿电）集中竞价交易、融合连续挂牌交易、发电侧合同置换交易和合同回购交易。

（1）月内新能源（绿电）集中竞价交易按工作日连续开展，享受可再生能源补贴的新能源项目及电力用户参与，交易标的物为D+2日至D+4日每日24段电量，成交电量生成等负荷曲线。

（2）月内融合连续挂牌交易按工作日连续开展，燃煤发电企业、不享受可再生能源补贴的新能源项目及电力用户参与，交易标的物为D+2日至D+4日每日24段电量，成交电量生成等负荷曲线。月内融合连续挂牌交易包括月内增量交易及用户侧合同置换交易。

月内增量交易采用双边挂牌形式组织，发电企业作为卖出方，电力用户作为买入方。

用户侧合同置换交易采用单边挂牌形式组织，由出让方进行挂牌，同时标明置换费用。置换费用可由出让方支付或收取，其中收取费用价格不高于合约电能量价格的10%。该挂牌仅对同类别电力用户可见（竞价交易优先成交电量仅对优先成交用户可见，且不可收取置换费用），受让用户完成摘牌代表交易合同完成转让，同一交易日同一时段，电力用户不可同时转入和转出电量。电网企业可作为出让方，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挂牌，不得收取置换费用。

（3）月内发电侧合同置换交易按工作日连续开展，交易标的物为D+2日至D+4日每日96点电力。采用单边挂牌模式开展，由出让方进行挂牌，同时标明置换费用。置换费用可由出让方支付或收取，其中收取费用价格不高于合约电能量价格的10%。发电侧合同置换根据发电企业类型，按照燃煤发电企业、新能源发电企业分别组织开展。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。

（4）月内合同回购交易以10日为周期开展，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，回购曲线应与原始合同曲线保持一致。回购费用（额外支付给对方的费用）由发起方承担。

4.应急合同置换交易

应急合同置换交易可在相同发电类型的发电企业间开展，适用于因设备故障、生产事故、不可抗力等造成的发电机组非计划停运情况，采用依申请开展、双边协商模式组织，转让标的为D+1日至下一次合同转让标的前一日每日96点电力曲线。

年度、月度协商交易采用双边协商交易模式。年度、月度新能源（绿电）挂牌交易、代理购电挂牌交易采用单边集中挂牌模式。年度、月度火电挂牌交易采用双边集中挂牌模式。月内发电、用户侧置换交易采用单边连续挂牌模式。月内增量交易采用双边连续挂牌模式。年度、月度、月内新能源（绿电）竞价交易采用单边竞价模式。年度、月度火电竞价交易采用双边竞价模式。

1.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介于近三年同月最大上网电量与最小上网电量之间；历史上网电量数据无法形成明确申报电量范围的，发电能力不得高于近3年所在区域同类型发电的最大发电水平、不得低于近3年所在区域同类型发电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。每月交易开展前可以根据企业实际发电情况对次月发电能力做出调整。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5时至20时）。采取交易价格联动机制的电力用户暂不参与新能源交易。

2.新能源交易按照年度、月度、月内等周期组织，执行分时价格，按照享受可再生能源补贴项目、不享受可再生能源补贴项目分别组织开展。享受可再生能源补贴项目仅组织单边竞价交易，由用户侧报量报价、发电侧报量接受价格。不享受可再生能源补贴项目优先开展协商交易，协商交易结束后，未成交以及未参与协商交易电量可以参加挂牌交易。

电网企业代理购电以挂牌交易方式开展，其中年度交易电量不得低于代理电力用户本年度预测市场化购电量总和的65%。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，不含签订年度价格联动合约和优先成交用户，下同）平均新能源成交比例。电网公司代理购电挂牌交易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。为保障各类型新能源企业公平参与，电网企业代理购电电量应按照光伏有效发电时段曲线和非光伏有效发电时段曲线分别进行挂牌，其中光伏有效发电时段曲线可由全部类型新能源发电企业参与摘牌；非光伏有效发电时段曲线可由风电及具备全时段发电能力的一体化新能源发电项目参与摘牌。

为支持风光制氢一体化项目建设，推动制氢、制氨、制醇产业发展，2025年上网电量占发电量比例适当上调，实行过渡方案退坡机制，具体在修订风光制氢一体化项目细则中确定，超出规定的上网电量不予结算。项目单位要配合电网企业优化电能计量系统功能，完成相关电能计量表计安装，满足电费结算要求。

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、不享受可再生能源补贴的新能源发电企业分别组织，鼓励发电企业直接参与跨省区电力交易。电网企业按照优先发电计划规模，结合蒙西电网输配电价及新能源消纳情况，确定外送交易电量（曲线）、价格及新能源电量比例，未成交的优先发电计划按对应类型发电机组（场站）剩余发电空间比例分摊。

新能源发电场站参与区内交易后的剩余发电能力可参与跨省区电力交易，参与跨区跨省外送交易电量占跨省区新能源交易总电量比例不得高于本场站参与区内新能源交易电量占区内新能源交易总电量比例。交易结束后，若跨区跨省交易空间仍有剩余且新能源发电场站仍有剩余发电空间，可组织开展第二轮跨省区新能源交易，新能源发电场站可按剩余发电能力参与。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2025年蒙西地区可再生能源消纳责任权重要求。

煤炭行业电力用户自主参与协商交易并与燃煤发电企业签订根据煤炭价格调整的电力交易合同，未在协商交易中成交的电量自动参与挂牌交易。煤炭行业电力用户与燃煤发电企业可以根据已发布的“基准交易价+浮动交易价”模式签订合约，也可以自行约定联动方式。“基准交易价+浮动交易价”选用的价格指数、燃煤发电企业与煤炭行业电力用户的签约比例等事项，由交易机构按照科学合理、公平公正、统筹兼顾的原则起草具体方案并交市场管理委员会研究通过后执行。煤炭洗选行业电力用户按照一般行业参与电力市场交易。

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。

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。电力用户可与燃煤发电企业协商一致签订价格联动合约，合约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2024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。

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、采取交易价格联动机制的电力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“保量保价”优先电量]。

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2025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，参与单边竞价的电力用户置换交易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。

（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，积极引导分布式光伏、分散式风电、储能等分布式电源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。储能项目具体运营模式按照附件执行，未明确或国家、自治区有明确要求的，按照国家、自治区有关规定执行。探索实施结算单元，保障六类市场化项目合规参与电力市场。

（二）交易机构应探索市场运行调整等费用合理化分摊（分享）机制，探索新能源发电曲线与电网负荷曲线匹配激励机制，打造基于个体激励和整体公平耦合的市场结算费用分配机制，进一步发挥市场结算“稳价、保供、促消纳”的作用。

（三）交易机构探索开展市场干预后的成本补偿研究工作，具体实施细则另行制定。

（四）交易机构应设立独立的交易操作室，将业务工作与交易操作工作分离，保障交易数据安全和系统稳定运行。

（五）交易机构要对各经营主体做好信息披露的指导工作。按照信息披露实施细则要求研究建立信息披露评估机制，对于信息披露不及时、不准确、不完整的，制造传播虚假信息的，发布误导性信息等行为，将纳入交易行为信用评价，并予以市场约束、考核。

（六）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。

本方案自2025年交易组织实施起开始执行，本方案未调整的交易机制仍按照2024年相关模式和要求执行，现行交易相关要求与本通知不符的，以本方案规定为准。

附件：蒙西电网储能运营模式表

内蒙古自治区能源局

2024年12月19日

（此件主动公开）

附件

蒙西电网储能运营模式表

12月9日，国家统计局发布的数据显示，11月份，非食品价格由上月下降0.3%转为持平。非食品中，能源价格同比下降3.8%，降幅比上月收窄1.3个百分点，其中汽油价格下降8.2%。扣除能源的工业消费品价格由上月下降0.2%转为持平，其中通信工具价格由上月下降2.1%转为上涨0.7%；燃油小汽车价格下降5.5%，降幅有所收窄。服务价格上涨0.4%，涨幅与上月相同。

12月15日，国家能源局发布数据显示，截至2024年底，我国风电装机约5.1亿千瓦、光伏装机约8.4亿千瓦，利用率保持在95%以上。

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