12月20日，內蒙古自治區(qū)能源局發(fā)布蒙東、蒙西2025年電力多邊交易市場中長期交易有關事宜。

蒙西電網區(qū)內電力市場交易

在《2025年內蒙古電力多邊交易市場中長期交易有關事宜的通知》中對2025年蒙西電網區(qū)內電力市場交易作出如下規(guī)定：

2025年蒙西電網區(qū)內電力市場交易電量規(guī)模2900億千瓦時，居民、農業(yè)用電254億千瓦時。

對《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號）印發(fā)前投產的不享受可再生能源補貼新能源項目可暫不參與市場。

在“保量保價”優(yōu)先發(fā)電計劃安排中，初步安排常規(guī)光伏“保量保價”優(yōu)先發(fā)電計劃電量20億千瓦時（折算利用小時數(shù)320小時），領跑者項目27億千瓦時（折算利用小時數(shù)1500小時），由電網企業(yè)按照蒙西地區(qū)燃煤基準價收購；低價項目1500小時以內電量按照競價價格執(zhí)行；除上述電量外光伏發(fā)電項目所發(fā)電量均參與電力市場。

為落實新能源消納保障要求，各周期內新能源交易優(yōu)先組織開展。鼓勵市場主體簽訂一年期以上的電力中長期合同，多年期合同可在交易機構備案后按年度在平臺成交并執(zhí)行。新能源場站中長期合同簽約電量不低于上一年度上網電量或本年度申報發(fā)電能力（二者取較大值）的90%。

并指出為支持風光制氫一體化項目建設，推動制氫、制氨、制醇產業(yè)發(fā)展，2025年上網電量占發(fā)電量比例適當上調，實行過渡方案退坡機制，具體在修訂風光制氫一體化項目細則中確定，超出規(guī)定的上網電量不予結算。項目單位要配合電網企業(yè)優(yōu)化電能計量系統(tǒng)功能，完成相關電能計量表計安裝，滿足電費結算要求。

新能源發(fā)電場站參與區(qū)內交易后的剩余發(fā)電能力可參與跨省區(qū)電力交易，參與跨區(qū)跨省外送交易電量占跨省區(qū)新能源交易總電量比例不得高于本場站參與區(qū)內新能源交易電量占區(qū)內新能源交易總電量比例。交易結束后，若跨區(qū)跨省交易空間仍有剩余且新能源發(fā)電場站仍有剩余發(fā)電空間，可組織開展第二輪跨省區(qū)新能源交易，新能源發(fā)電場站可按剩余發(fā)電能力參與。跨省區(qū)交易（含優(yōu)先發(fā)電計劃）累計新能源交易比例不得高于2025年蒙西地區(qū)可再生能源消納責任權重要求。

蒙東電網區(qū)內電力市場

從交易規(guī)模來看，預計2025年蒙東電網區(qū)內電力市場交易電量規(guī)模約351億千瓦時（含工商業(yè)線損），按照用電側類別劃分，直接交易251億千瓦時，電網公司代理交易100億千瓦時（含工商業(yè)線損）；按照發(fā)電側類別劃分，購分部直調火電82億千瓦時，蒙東公司調管火電56億千瓦時，帶補貼新能源120億千瓦時，平價新能源93億千瓦時。

在新能源“保量保價”小時數(shù)上看，初步安排帶補貼光伏“保量保價”優(yōu)先發(fā)電計劃小時數(shù)635小時。分布式新能源暫按照全額“保量保價”安排，待國家或者自治區(qū)政府明確參與市場要求和機制后適時調整。各類型帶補貼新能源除“保量保價”優(yōu)先發(fā)電小時數(shù)以外，剩余所有發(fā)電量均參與電力市場。超出國家規(guī)定的補貼年限或已達全生命周期合理利用小時數(shù)，以及超期服役辦理延壽手續(xù)的新能源項目，按照平價新能源類型參與市場。