北極星太陽能光伏網訊:1月6日，內蒙古工信廳印發《關於做好2021年蒙東地區電力直接交易市場交易工作有關事宜的通知》，根據初步安排，2021年蒙東地區電力直接交易規模215億千瓦時，其中新能源交易約74億千瓦時。
通知明確，蒙東地區一般工商業、大工業電力用戶中的電採暖、5G基站及配套設施、電動汽車充電等可參與市場交易，可向電力交易機構申請註冊成為直接交易用戶或零售用戶。不執行燃煤機組基準電價的小火電機組、水電機組、生物質發電機組、分散式風電、分布式光伏、扶貧光伏項目和2020年以前投產無政府財政補貼風電項目，2021年可自主選擇是否參與電力市場。
以下是通知全文：
關於做好2021年蒙東地區電力直接交易市場交易工作有關事宜的通知
各相關盟（市）工信局，國家電網公司東北分部、國網內蒙古東部電力有限公司，各市場主體：
為深入貫徹落實國家及自治區電力市場化改革的總體部署和要求，進一步做好2021年蒙東地區電力直接交易工作，現將有關事宜通如下：
一、電力市場交易總體安排
（一）2021年初步安排蒙東地區電力直接交易規模215億千瓦時，其中：國網東北分部調度火電機組約131億千瓦時，國網蒙東電力公司調度火電交易約10億千瓦時、新能源交易約74億千瓦時。
（二）蒙東地區一般工商業、大工業電力用戶中的電採暖、5G基站及配套設施、電動汽車充電等可參與市場交易，可向電力交易機構申請註冊成為直接交易用戶或零售用戶。原則上，年用電量小於2000萬千瓦時的用電企業註冊成為零售用戶，通過售電公司代理參與交易。
（三）不執行燃煤機組基準電價的小火電機組、水電機組、生物質發電機組、分散式風電、分布式光伏、扶貧光伏項目和2020年以前投產無政府財政補貼風電項目，2021年可自主選擇是否參與電力市場。
二、保底供電服務
電網企業應為未參與市場交易的市場化用戶提供保底供電服務。保底服務政策、保底供電價格按蒙東地區電力中長期交易規則和自治區價格主管部門相關文件執行。
三、交易組織方式
（一）年度交易
年度交易主要採用雙邊協商方式組織，按峰谷平時段申報交易。參與批發交易的市場主體申報交易均價、分月電量、峰谷平各時段電量。交易出清後可分別形成總合同、分月合同以及分峰谷平時段合同。依據目前蒙東電網峰谷分段及電價政策，尖峰時段為每日7:30至11:30和17:00至21:00，低谷時段為每日22:00至次日5:00，其餘時段為平時段。電採暖峰谷分段參照自治區價格主管部門相關政策文件劃分。尖峰時段電價按平時段電價上浮50%；低谷時段電價按平時段電價下浮50%。
（二）月度交易
電力交易機構應根據參與批發交易的市場主體需求適時開展月度（季度）交易，月度交易主要採取雙邊協商、掛牌、集中競價方式組織，鼓勵企業按峰谷平時段申報交易。根據相關市場主體交易申報情況，自治區重點招商引資新投產項目投產前一個月內組織掛牌交易。
四、合同電量轉讓交易
（一）交易中心應根據市場需求適時開展合同轉讓交易，合同電量轉讓交易分為發電側合同電量轉讓、用電側合同電量轉讓。蒙東電力交易中心、北京電力交易中心五部按照調度、結算機組管轄職責，分別負責相應發電側合同電量轉讓交易。用電側合同電量轉讓交易由蒙東電力交易中心負責組織實施，交易結果在北京電力交易中心五部備案。
（二）合同轉讓最小周期為月度。發電側合同電量轉讓交易在同類型電源間開展；用電側合同電量轉讓交易在同電壓等級用戶間開展，合同轉讓後用戶新能源交易電量不得突破新能源配置比例。用電側電力直接交易合同電量轉讓交易暫按無償轉讓的方式開展。
（三）同次交易中發電企業、電力用戶、售電公司同一交易單元不得同時轉出和轉入電量。
五、電量結算
（一）在現貨市場啟動前，電力中長期帶曲線合同暫按「月度結算、交易周期清算」原則結算，結算價格為各時段加權平均電價，暫不按分段電價結算。執行峰谷電價的用戶，在參加市場化交易後繼續執行峰谷電價。
（二）建立合同偏差電量結算機制，將發用電雙方結算出現的差額資金、合同電量偏差電量費用單獨記帳。
超合同發用電量按照以下原則結算：火電企業按照火電平均交易電價的0.9倍結算；新能源企業按照新能源平均交易電價的0.9倍結算；用電側按照合同籤訂的相應類別發電企業平均交易電價的1.1倍結算（最高為燃煤發電基準上網電價）。用電側結算價格=1.1×火電（新能源)平均交易電價（最高為燃煤發電基準上網電價）+輸配電價+政府基金及附加；平均交易電價採用前3年區內交易成交均價（開展交易前由交易機構公布）。
欠交易合同的發用電量按以下原則結算：發電企業因自身原因未完成交易合同發電的，偏差在5%以內的少發電量，免於支付偏差電量費用；偏差超過5%的少發電量，按照相應類別發電企業平均交易電價的10%計取。用戶未完成交易合同偏差在5%以內的少用電量，免於支付偏差電量費用；偏差超過5%的少用電量，按照相應類別交易電量平均交易電價的10%計取。
（三）未能直接成交的電量由交易機構根據各電廠應承擔區內交易電量剩餘部分匹配至各發電企業。火電廠應承擔區內交易電量按照該火電廠裝機容量佔蒙東地區市場內火電機組總裝機容量的比例計算。新能源場站應承擔區內交易電量按照該場站超基礎保障小時電量佔蒙東地區市場內新能源企業超基礎保障小時總電量計算。
（四）選取部分計量條件較好的電力用戶探索開展模擬分段電價結算試點。
（五）結算過程中的差額資金仍按照2020年相關辦法執行。
六、其他事宜
（一）交易方案未明確事宜參照《內蒙古東部地區電力中長期交易規則》及相關文件執行。
（二）推動蒙東地區用能電氣化，可根據電採暖用戶交易需求適時開展年度、月度和D-1日前交易。
（三）電網公司、電力交易機構繼續完善中長期市場電力用戶按照電力負荷曲線交易相關機制，加強電量計量採集、合同偏差電量結算以及調度執行等帶曲線交易所需技術支持條件，同時進行模擬調度校核、執行和結算工作研究，做好中長期與現貨市場有效銜接。
（四）電力直接交易合同原則上採用電子合同籤訂，電子合同與紙質合同具備同等效力，現階段採用「交易承諾書+交易公告+交易結果」的電子化方式。
（五）交易機構應做好市場交易辦法的培訓解讀工作，做好2021年交易組織工作，指導市場主體合同參與電力直接交易。
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