12月27日
內(nèi)蒙古工信廳發(fā)布關(guān)于做好2022年內(nèi)蒙古電力多邊交易市場中長期交易有關(guān)事宜的通知，對光伏發(fā)電風(fēng)電項目上網(wǎng)小時數(shù)及進(jìn)入電力市場相關(guān)事宜予以明確。
根據(jù)通知，2022年將安排常規(guī)光伏保量保價優(yōu)先發(fā)電計劃小時數(shù)900小時，領(lǐng)跑者項目1500小時，按照蒙西地區(qū)燃煤基準(zhǔn)價結(jié)算。
通知明確，競價價格低于蒙西地區(qū)燃煤基準(zhǔn)價的光伏發(fā)電項目，1500小時以內(nèi)電量按照競價價格結(jié)算;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。
通知表示，充分考慮新能源發(fā)電參與電力市場過程中既有政策的連貫性，將分別組織存量補貼項目、平價(低價)項目開展電能量交易。由于蒙西地區(qū)新能源裝機比例較大，根據(jù)新能源發(fā)電不可避免具有波動的實際情況，現(xiàn)階段暫組織風(fēng)電、光伏發(fā)電場站參與月度、月內(nèi)電量交易。
通知原文摘錄如下：
2022年蒙西電網(wǎng)區(qū)內(nèi)電力市場交易電量規(guī)模約2000億千瓦時，其中包含一般工商業(yè)用戶新入市電量360億。
拓展市場主體范圍，覆蓋符合電力市場準(zhǔn)入要求的蒙西電網(wǎng)現(xiàn)役燃煤機組及風(fēng)電、光伏發(fā)電場站。
《中共中央國務(wù)院關(guān)于進(jìn)一步深化電力體制改革的若干意見》文件印發(fā)前投產(chǎn)的無補貼新能源發(fā)電項目、分散式風(fēng)電項目、分布式光伏和扶貧光伏項目，暫不參與電力市場交易，根據(jù)國家和自治區(qū)要求適時進(jìn)入電力市場。
除居民(含執(zhí)行居民電價的學(xué)校、社會福利機構(gòu)、社區(qū)服務(wù)中心等公益性事業(yè)用戶)、農(nóng)業(yè)用電之外，10千伏及以上工商業(yè)用戶原則上要直接參與市場交易(直接向發(fā)電企業(yè)或售電公司購電)，暫無法直接參與市場交易的可由電網(wǎng)企業(yè)代理購電;
鼓勵其他工商業(yè)用戶直接參與市場交易，未直接參與市場交易的由電網(wǎng)企業(yè)代理購電。不需要分別參與交易的用電企業(yè)，生產(chǎn)用電及配套輔助生產(chǎn)、辦公等用電統(tǒng)一參與交易;
蒙西地區(qū)全部煤炭用電企業(yè)(含煤炭生產(chǎn)以及洗選)全部納入電力市場，未主動注冊的煤炭企業(yè)可由電力市場主管部門經(jīng)公示后進(jìn)入市場。
參與電力市場的新能源發(fā)電項目優(yōu)先發(fā)電計劃安排
2022年，初步安排常規(guī)風(fēng)電保量保價優(yōu)先發(fā)電計劃小時數(shù)1100小時、特許權(quán)項目2000小時，按照蒙西地區(qū)燃煤基準(zhǔn)價結(jié)算;競價價格低于蒙西地區(qū)燃煤基準(zhǔn)價的風(fēng)電項目，2000小時以內(nèi)電量按照競價價格結(jié)算;除上述電量外風(fēng)電項目所發(fā)電量均參與電力市場。
初步安排常規(guī)光伏保量保價優(yōu)先發(fā)電計劃小時數(shù)900小時，領(lǐng)跑者項目1500小時，按照蒙西地區(qū)燃煤基準(zhǔn)價結(jié)算;競價價格低于蒙西地區(qū)燃煤基準(zhǔn)價的光伏發(fā)電項目，1500小時以內(nèi)電量按照競價價格結(jié)算;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。
保量保價優(yōu)先發(fā)電計劃年內(nèi)根據(jù)居民、農(nóng)業(yè)實際用電和市場交易情況可適時進(jìn)行調(diào)整。競價價格低于蒙西地區(qū)燃煤基準(zhǔn)價的新能源發(fā)電項目，按照競價價格結(jié)算的電量優(yōu)先保障居民、農(nóng)業(yè)用電，剩余部分作為電網(wǎng)企業(yè)代理工商業(yè)用戶購電電量來源。
新能源電能量交易
1.申報發(fā)電能力
交易開展前，新能源發(fā)電企業(yè)應(yīng)向交易機構(gòu)申報各場站全年發(fā)電能力，經(jīng)調(diào)度機構(gòu)校核后將全年發(fā)電能力分解到月，月分解電量原則上應(yīng)介于近三年最大月上網(wǎng)電量與最小月上網(wǎng)電量之間，每季度最后一個月15日前可以根據(jù)場站實際發(fā)電情況對剩余月份發(fā)電能力做出調(diào)整。
調(diào)度機構(gòu)結(jié)合新能源月度發(fā)電總量預(yù)估情況，對發(fā)電企業(yè)分解的各場站月度發(fā)電能力進(jìn)行校核，若需要調(diào)整，按照各場站月度發(fā)電能力等比例分解。
2.交易方式
充分考慮新能源發(fā)電參與電力市場過程中既有政策的連貫性，分別組織存量補貼項目、平價(低價)項目開展電能量交易。由于蒙西地區(qū)新能源裝機比例較大，根據(jù)新能源發(fā)電不可避免具有波動的實際情況，現(xiàn)階段暫組織風(fēng)電、光伏發(fā)電場站參與月度、月內(nèi)電量交易。
優(yōu)先開展新能源存量補貼項目電量集中競價交易，由一般行業(yè)用戶、高耗能行業(yè)用戶、校核后發(fā)電能力超出1500小時以上的風(fēng)電場、校核后發(fā)電能力超出1200小時以上的光伏電站參與，交易電量為上述新能源場站超出1500小時及1200小時以上發(fā)電能力對應(yīng)發(fā)電量，采用用戶側(cè)單邊競價、邊際出清模式開展，即發(fā)電企業(yè)報量不報價，作為出清價格接受者，用電側(cè)按照申報價格由高到低排序直至達(dá)到發(fā)電側(cè)申報電量，以最后一個電力用戶報價作為出清價格進(jìn)行市場出清，用戶申報價格不得低于上一年度新能源交易平均價格。
新能源存量補貼項目低于上述小時數(shù)的剩余發(fā)電空間及平價(低價)項目可參與協(xié)商交易，協(xié)商未成交的電量可參與掛牌交易。
電量掛牌交易按照用電企業(yè)掛牌，發(fā)電企業(yè)摘牌的模式開展。新能源電能量交易結(jié)束后，仍有發(fā)電能力空間的新能源企業(yè)按照剩余發(fā)電空間及用戶需求(新能源協(xié)商、掛牌交易未成交電量)等比例成交，發(fā)電側(cè)交易價格按照蒙西地區(qū)燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價下浮10%執(zhí)行，用戶側(cè)交易價格按照蒙西地區(qū)燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價上浮10%執(zhí)行，差額費用處理辦法另行制定。
年內(nèi)注冊、變更新能源交易上限的電力用戶可在履行完相關(guān)手續(xù)后下一季度參與存量補貼項目集中競價增量電量交易。
電力用戶參與新能源電能量交易的規(guī)模由交易機構(gòu)根據(jù)相關(guān)要求和新能源申報發(fā)電能力、預(yù)計發(fā)電情況等按月公布，電力用戶可通過參與綠電交易、綠證交易等方式進(jìn)一步提高新能源消納比例，具體交易辦法另行制定。
參與新能源交易用戶的新能源電量可暫不執(zhí)行峰平谷分時段價格。
電力外送交易
蒙西電網(wǎng)與其他電網(wǎng)按照網(wǎng)對網(wǎng)交易模式組織開展外送交易。根據(jù)受端電網(wǎng)交易周期分別組織開展交易，蒙西電網(wǎng)與受端電網(wǎng)達(dá)成交易意向后，由蒙西電網(wǎng)在區(qū)內(nèi)開展掛牌交易。
其中，新能源發(fā)電參與規(guī)模不得影響蒙西電網(wǎng)完成新能源消納責(zé)任權(quán)重。掛牌價格暫為受端電網(wǎng)交易價格減去蒙西電網(wǎng)輸配電價，如遇國家、自治區(qū)有明確要求的，按照相關(guān)要求執(zhí)行。
原標(biāo)題：內(nèi)蒙：競價價格低于燃煤基準(zhǔn)價的光伏項目1500小時以外電量均參與市場交易
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