北极星售电网获悉， 内蒙古自治区工信厅近日发布《关于做好2023年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜的通知》。通知中提到，预计2023年蒙西电网区内电力市场交易电量规模2360亿千瓦时，居民、农业用电等非市场电量270亿千瓦时。

市场主体方面：

发电企业：符合电力市场准入要求的蒙西电网现役燃煤机组、风电（暂不含分散式风电）、光伏发电（暂不含分布式光伏和扶贫光伏）项目，中发9号文以前投产的无补贴新能源项目暂不参与市场交易，根据国家和自治区要求适时进入电力市场。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；不满足条件的作为电网公司代理工商业电源，发电量按照电网公司代理工商业价格执行。《内蒙古自治区人民政府办公厅关于推动全区风电光伏新能源产业高质量发展的意见》（内政办发〔2022〕19号）文件中明确可以向电网送电的市场化并网新能源项目，按照相关要求符合并网运行和参与市场条件后，分类参与电力市场交易。根据市场运行情况，逐步试点推动常规水电、生物质、燃气、分布式等电源参与市场。交易机构根据新能源立项、核准等文件，对平价（低价）、特许权、领跑者等项目进行认定，并建立相应的公示备案制度。

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电力用户：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，10千伏及以上工商业用户原则上要直接参与市场交易（直接向发电企业或售电公司购电），鼓励其他工商业用户直接参与市场交易，未直接参与市场交易的可暂由电网企业代理购电。电力用户以户号为单元参与市场交易，若同一户号涵盖多个产品（行业）需要分别参与市场交易，供电单位须明确该户号不同行业电量的计量方式，鼓励用电企业按照不同用电产品（行业）开展计量改造。

售电公司：参与2023年年度交易的售电公司，应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。鼓励售电公司探索创新商业模式，提供综合能源管理、市场咨询、负荷集成等增值服务，为电力用户提供更多市场选择。按照售电管理相关要求，电力交易机构应加强零售市场运营管理，通过信息核验、市场行为评价、履约保函（险）管理等方式，防范售电市场运行风险。

新兴主体：积极引导以新能源为主体的多能互补、源网荷储、风光氢储、微电网等一体化综合项目，以及虚拟电厂、独立新型储能电站等新兴市场主体参与市场交易，按照新能源与负荷作为一个整体的发用电特点，分类参与电力市场交易，新能源配套建设储能与所属电源联合参与电力市场。

通知中规定了新能源优先发电计划安排，2023年，新能源“保量保价”电量仅对应居民、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"优先发电计划小时数550小时、特许权项目2000小时，按照蒙西地区燃煤基准价结算；低价项目2000小时以内电量按照竞价价格结算；除上述电量外风电项目所发电量均参与电力市场。

宁夏区内用电企业直接交易按照用户行业分为一般行业用户、高耗能行业用户、煤炭用户，交易机构应按照电力用户类别分别组织开展交易。

2023年中长期交易包括年度交易、月度交易及月内交易。鼓励市场主体签订一年期以上的电力中长期合同，多年长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2023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电量的90%，燃煤发电企业中长期合同签约电量不低于上一年实际发电量的90%。

年度交易方面：

高耗能行业用户、一般行业用户、售电公司、燃煤发电企业、新能源发电企业均可参与2023年年度交易。

年度交易优先开展协商交易，协商交易结束后，未成交电量以及未参与协商交易的电力用户均可以参加挂牌交易、竞价交易，新能源参与年度交易顺序按照现行要求执行。高耗能行业用户年度交易电量不低于上年度用网电量的80%，一般行业用户年度交易电量不得低于上年度用网电量的50%，售电公司根据代理用户类别分别按照上述比例要求成交；燃煤发电企业 2023年年度中长期合同签约电量不低于上一年实际发电量的70%。电力用户、燃煤发电企业2023年用电量、发电量确实无法达到上述比例要求时，可按照市场主体申报电量成交，但后续不再参加其他交易周期的增量电量交易。鼓励发用电双方在年度交易合同中明确价格调整机制，按照合同约定的调整办法或经合同双方同意，年度协商交易价格可以按月调整。

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