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交易市场，充分发挥电力中长期市场保供稳价基础性作用，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年内蒙古东部电力交易市场中长期交易有关事宜通知如下。

一、交易电量规模

预计2026年蒙东区内电力市场交易电量规模533亿千瓦时（含线损电量）。按照用电类型划分，工商业用电386亿千瓦时，居民农业用电147亿千瓦时；按照交易类型划分，直接交易299亿千瓦时，电网代购234亿千瓦时。

二、市场经营主体

（一）发电企业

符合电力市场入市基本条件的蒙东地区发电企业，可按要求直接参与市场交易（暂不含水电、生物质等发电企业，待国家或者自治区政府有关政策明确后，适时推动参与市场交易）。分布式光伏、分散式风电可作为独立的经营主体参与市场，也可聚合后参与市场，未选择直接参与市场交易或通过聚合方式参与市场的项目，默认以价格接受者方式参与市场。

（二）电力用户

继续推动蒙东地区工商业电力用户全面参与市场，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，10千伏及以上工商业用户（含限制类）原则上全部直接参与市场交易。

（三）售电公司

参与2026年度直接交易的售电公司，应通过电力交易平台，与电力用户签订有效期至2026年底的零售合约。在参与交易前，售电公司须向电力交易机构及时、足额缴纳履约保函或履约保险。售电公司须持续满足注册条件，规范参与电力批发、零售市场交易。电力交易机构加强零售市场运营管理，建立售电公司服务费套餐模式。

（四）新型主体

新型主体主要包括独立储能、绿电直连、虚拟电厂、工业园区绿色供电项目等。新型主体须在蒙东电力交易平台完成市场注册，按照规则参与电力市场。

三、交易组织

（一）交易安排

2026年电力中长期交易包括年度交易、月度交易和月内交易。交易组织主要采用集中竞价、双边协商、挂牌、滚动撮合方式开展。

1.年度交易

年度交易中，电力用户（售电公司）与蒙东调管火电、新能源交易按照集中竞价方式、滚动撮合方式开展。绿电交易、电力用户（售电公司）与分部调管火电按照双边协商方式开展。

集中竞价交易。用电侧申报电量按照工商业负荷侧分月典型曲线；发电侧火电、风电分月申报电量按照直线，光伏分月申报电量按照典型曲线。发用电两侧按照分月24时段进行申报电价，交易按照边际电价出清方式，形成年度分月分时合同，各月出清电力按照均分方式拆分至各日。

滚动撮合交易。在年度集中竞价交易中未满足成交意愿的经营主体，可继续参与年度滚动撮合交易，交易按照“价格优先、时间优先”的原则滚动出清，交易标的物为分月24时段电力。交易出清后，各月出清电力按照均分方式拆分至各日。

双边协商交易。发用两侧自主协商交易电量、电价，形成分月24时段电力，各月出清电力按照均分方式拆分至各日。

2.月度交易

交易方式参照年度交易，市场经营主体结合发电情况、负荷预测，按照分时典型曲线或24时段进行交易申报，形成分月分时段合同。

3.月内交易

月内交易包括滚动撮合交易和合同转让交易。

滚动撮合交易。月内滚动撮合交易按工作日连续开展，其中，日滚动撮合交易D-2日开展，标的物为D日24时段电量。多日滚动撮合交易D-3日开展，标的物为至D日至月底（或多日）24时段电量，成交电量均分至每日。

滚动撮合交易按照“价格优先、时间优先”的原则滚动出清。同一市场经营主体可根据自身合同调整需求参与滚动撮合交易，发电企业、售电公司（电力用户）均可作为售电方、购电方参与交易。

合同转让交易。月内合同转让交易按照双边协商方式开展，交易标的物为D-3日至月底（或多日）合同电量。合同电量转让交易分为发电侧合同电量转让和用电侧合同电量转让，发电侧合同电量转让应符合节能减排原则。

4.签约比例要求

按照国家发展改革委、国家能源局要求，合理确定市场经营主体中长期签约比例。

（1）燃煤发电企业。原则上，年度中长期合约电量应不低于上一年度上网电量的60%，并通过后续合同签订，保障每月月度及以上电力中长期合约电量比例不低于预计上网电量的80%。

（2）新能源场站。原则上，年度中长期合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（扣除机制电量后，二者取较大值）的60%，并通过后续合同签订，保障每月月度及以上电力中长期合同签约电量比例不低于预计上网电量或申报发电能力（扣除机制电量后，二者取较大值）的80%。

（3）市场化电力用户。原则上，批发侧电力用户（含售电公司、电网代理购电）年度中长期合约电量应不低于本年度用网电量的60%，并通过后续合同签订，保障每月月度及以上中长期合约电量比例不低于预计用电量的80%。其中，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。电网代理购电剔除调试电量、省间现货、优先发电量、机制电量等成分计算年度签约比例。

电力交易机构应做好动态监测，对签订率不满足要求的批发用户（售电公司、电网代理购电）、燃煤发电企业、新能源场站及时给予提醒。

5.交易校核要求

电力交易机构对中长期交易结果开展交易校核，设置交易上限，避免明显超发、超用电量签约。年度、月度交易中，新能源发电企业年度分月、月度合同电量（含外送合同），不得超过近三年同月最大上网电量，新投产新能源项目不超过近三年投产同类型机组同月最大发电小时数。售电公司和直接交易用户合同电量，原则上分别不超过所代理用户和本企业去年同期年度及分月用电量的1.2倍。新投产用电项目依据报装容量和用电需求，出具佐证文件。

（二）电网代理购电交易

电网代理购电按居民农业、工商业分别采购，采用集中竞价和挂牌方式，集中竞价交易中电网企业以报量不报价方式，作为价格接受者参与市场出清，成交不足部分采用挂牌方式开展。挂牌购电价格按本交易周期集中竞价交易加权平均价格确定，交易周期包括年度、月度和月内多日交易。居民、农业用户典型曲线通过可计量、可采集的历史分时曲线或历史发电侧发电曲线（扣减联络线净外送）扣减市场化用户用电曲线形成。

（三）区内绿电交易

绿电交易按照多年、年度、月度、月内交易周期开展，主要采用双边协商方式，各交易周期绿电交易优先组织。绿电交易价格包括电能量价格和绿色环境权益价值，绿色环境权益价值按照绿色电力证书市场供需合理确定。区内绿电交易不单独组织集中竞价、滚动撮合交易。

参与多年期绿电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。多年期交易应按年度分解执行，纳入年度交易管理范畴。多年期协议应在交易年度分解过程中协商确定本年度电力曲线及价格曲线。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。

（四）配套电源交易

跨省跨区送电配套电源，在优先满足优先发电规模计划后仍有富余能力的，可在月内依次参与蒙东区内和其他省份送电的中长期交易。

（五）新型主体交易

独立储能电站、虚拟电厂可自愿选择参与中长期交易，可作为发电侧、用电侧两种角色参与市场，分别采用相应的中长期方式参与交易。也可自愿选择“报量不报价”或“报量报价”模式参与现货电能量市场。

虚拟电厂、绿电直连项目，应配合电网企业优化电能计量系统功能，完成相关电能计量装置（采集）安装，满足电费结算要求。

四、关于价格机制

（一）做好峰谷分时电价政策与市场交易电价衔接。直接参与市场用户（含零售用户）不再执行峰谷分时电价政策。电网代理购电用户，继续执行峰谷分时电价政策，执行峰谷分时电价产生盈亏费用由电网代理购电用户分摊或分享。

（二）设置中长期交易价格申报上下限。经市场管理委员会审议通过，年度、月度交易以2025年度分月、月度中长期加权交易均价为基准，按月分别设置±20%的限值，高耗能行业用户不受上浮20%限制，上下限值见下表。月内滚动撮合交易价格申报上下限，参照现行蒙东现货市场价格申报限值（-50元/兆瓦时至1500元/兆瓦时）。


（三）鼓励中长期合同双方签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制，不得强制要求签订固定价，可根据电力供需、市场结构等情况，煤电企业可以在年度中长期合同中约定一定比例电量反映实时供需的灵活价格。

五、关于电量结算原则和相关考核机制

（一）结算原则

现货连续结算试运行期间，批发市场按照现货结算实施细则相关要求开展结算。未建立零售关系的电力用户参照批发交易用户开展结算。

（二）年度中长期交易规模考核

按照国家发展改革委有关要求，为了促进电力中长期合同高质量签约、履约，实施年度中长期交易签订规模的考核。

1.考核方式。对参与中长期交易的经营主体，年度中长期交易合同不满足签约比例要求的偏差电量，开展偏差考核。燃煤发电企业按照燃煤机组年度中长期交易平均成交价格的20%支付偏差结算费用；新能源场站按照新能源年度中长期交易平均成交价格的20%支付偏差结算费用；电力用户（售公司、电网代理购电）按照用电侧年度中长期交易平均成交价格的20%支付偏差结算费用。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。

2.费用分摊。发用电企业年度签约比例偏差结算电费按照发电侧、用电侧分别设立账目，在发电企业和批发侧电力用户间进行分摊。发电侧按照发电企业年度交易电量比例进行分摊，用电侧按照用电企业年度交易电量比例进行分摊。

六、关于省间保供价格申报和分摊原则

由电网企业通过省间中长期、滚动撮合、东北区域互济交易等方式购入电量，购电价格参考近期东北三省同时段各交易品种成交价格或现货价格，最高不超过东北区域互济交易申报价格上限，由此造成购电成本上涨或发电成本降低，依据“谁受益、谁承担”的原则，向相关责任主体分摊或分享。

七、关于中长期与机制电量衔接机制

（一）现货市场连续运行后，全部执行机制电量的分布式、扶贫等新能源不参与中长期交易，只参与日前和实时市场。部分执行机制电量的带补贴新能源，在省内交易、省间中长期交易申报环节设置约束机制，Q交易申报上限=Q发电能力-Q机制电量-Q已达成合约；由新能源企业报送发电能力（年度、月度上网电量预测）。

（二）新能源机制电量按照实时市场节点电价结算，机制电量优先匹配居民农业用电，电网代理居民农业向市场购电时，需相应扣减优发电量、机制电量后仍有需求再向市场购电，确保省内市场发用两侧电量结构平衡。

（三）新能源同类项目市场交易均价的类型划分，原则上按照风电、光伏两类划分。

八、其他要求

（一）电网企业和电力交易机构应积极推进储能、虚拟电厂（负荷聚合商）、绿电直连项目等新型经营主体参与电力市场，完善相关市场交易细则，支持新型经营主体创新发展。

（二）电网企业和电力交易机构应按照《电力市场信息披露基本规则》，在满足保密与安全要求前提下，加强与市场经营主体实时信息共享。

（三）纳入机制电价的新能源项目达到全生命周期合理利用小时数或运行年限后，依据项目核准、批复等证明材料，由发电企业提供相关证明，经电网企业同时确认后，不再执行机制电价。如国家有特殊规定，按相关要求执行。

（四）为保障电力市场运营所需的交易安全、数据安全和网络安全，对于电力交易平台面临的网络安全风险（如黑客、恶意代码等攻击、干扰和破坏等行为），电力交易机构可对疑似攻击市场主体访问平台进行限制，由此导致的经济损失等不良后果，由相关市场主体自行承担。

（五）电力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，将信用评价融入市场运营全流程，逐步建立起“守信激励、失信惩戒”的长效机制。

（六）电力交易机构应常态化监测售电公司履约保函或履约保险剩余额度，规避售电公司履约风险。

（七）电力交易机构、电力调度机构要做好中长期、现货规则和细则培训工作，帮助各类市场经营主体准确理解规则、掌握交易流程和操作方法，提升市场经营主体参与能力和风险意识。

（八）发电企业、售电公司、电力用户应依法合规、严格按照市场规则参与交易，履行相关义务，不得滥用市场力，不得实施串谋报价、哄抬价格等扰乱市场秩序的行为。

（九）本通知未明确事宜或国家、自治区有明确要求的，按照国家、自治区有关规定和《蒙东电力市场规则体系（试行）》（内能源电力发〔2025〕8号）执行。