2月4日，內蒙古自治區能源局發布《關于做好2024年內蒙古電力多邊交易市場中長期交易有關事宜的通知》（以下簡稱《通知》）。根據《通知》，內蒙古針對電力多邊交易市場新興主體，要積極推動光熱發電等六類市場化消納新能源項目運行，按照相關要求符合并網運行和參與市場條件后，分類參與電力市場交易。

《通知》中明確，充分發揮儲能靈活調節資源作用，鼓勵獨立儲能電站參與電力市場。電網企業應按照相關文件要求明確市場化并網新能源項目（含用電、發電）和虛擬電廠、市場化運作的光熱項目等新興主體發電、購電模式，盡快研究源網荷儲一體化用電主體、工業園區綠色供電項目主體、風光制氫項目主體等自平衡調度運行機制，推動市場管理委員會研究提出新興主體購網和上網電量參與電力市場的方案和細則。

全文如下：

內蒙古自治區能源局關于做好2024年內蒙古電力多邊交易市場中長期交易有關事宜的通知

內能源電力字〔2024〕55號

內蒙古電力(集團)有限責任公司，內蒙古電力交易中心有限公司，各有關發電企業、售電公司、電力用戶：

按照國家和自治區有關文件精神，為加快構建以新能源為主體的新型電力多邊交易市場，有效推進中長期交易與現貨交易的協調配合，切實做好2024年內蒙古電力多邊交易工作，充分發揮電力市場對穩定經濟增長、調整產業結構的作用，經電力市場管理委員會審議通過，現將2024年內蒙古電力多邊交易市場中長期交易有關事宜通知如下。

一、交易規模

預計2024年蒙西電網區內電力市場交易電量規模2800億千瓦時（區內用戶及工商業代理購電預計2713億千瓦時，網損預計87億千瓦時），居民、農業用電228億千瓦時。

二、市場主體

發電企業：符合電力市場入市條件的蒙西電網現役燃煤機組、風電（暫不含分散式風電）及光伏發電（暫不含分布式光伏和扶貧光伏）項目，可按要求直接參與市場。《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〔2015〕9號）印發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。滿足電網調度與計量條件的地調公用燃煤機組可直接參與交易；不滿足條件的地調公用燃煤機組作為電網公司代理工商業購電的電源，上網電量按照電網公司代理工商業價格結算。根據市場運行情況，逐步試點推動常規水電、生物質、燃氣、分布式等電源類型參與市場。交易機構根據新能源核準（備案）、價格批復等文件，對平價（低價）、特許權、領跑者等項目進行認定，并建立相應的公示備案制度。《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〔2015〕9號）印發前投產的不享受可再生能源補貼新能源項目、常規水電、生物質、燃氣、分布式等電源類型，可以主動申請參與電力市場并提出交易辦法，經由市場管理委員會研究后作出是否參與市場及交易模式的建議。

電力用戶：加快推動工商業用戶全面參與市場，逐步縮小電網代理購電規模，除居民（含執行居民電價的學校、社會福利機構、社區服務中心等公益性事業用戶）、農業用電之外，10千伏及以上全部工商業用戶（含限制類）原則上要直接參與市場交易；進一步細化電力用戶市場交易單元，若同一用戶涵蓋多個產品（行業）需要分別參與市場交易,須提交行業認定并明確不同行業電量的計量方式，鼓勵按照用電企業所屬行業開展計量改造；因新增產能、主體變更等原因造成交易單元調整的，須向電網企業、交易機構提供相關證明后辦理。

售電公司：參與2024年年度交易的售電公司，應與代理用電企業建立有效期包含2024年全年的售電代理關系，并根據年度交易電量規模，在交易開展前向電力交易機構足額繳納履約保函或履約保險。電力用戶完成市場注冊公示后，可在規定時間內與售電公司建立代理關系，由售電公司參與下一季度市場交易。電力交易機構應加強售電市場運營管理，通過信息核驗、市場行為評價、履約保函和履約保險管理等方式，按季度公布售電公司市場行為評價報告，防范售電市場運行風險。擁有配電網運營權的售電公司進行市場注冊時，執行《售電公司管理辦法》（發改體改規〔2021〕1595號）中售電公司注冊準入部分對專業技術人員人數和注冊資本的要求。

新興主體：積極推動六類市場化消納新能源項目運行，按照相關要求符合并網運行和參與市場條件后，分類參與電力市場交易。充分發揮儲能靈活調節資源作用，鼓勵獨立儲能電站參與電力市場。電網企業應按照相關文件要求明確市場化并網新能源項目（含用電、發電）和虛擬電廠、市場化運作的光熱項目等新興主體發電、購電模式，盡快研究源網荷儲一體化用電主體、工業園區綠色供電項目主體、風光制氫項目主體等自平衡調度運行機制，推動市場管理委員會研究提出新興主體購網和上網電量參與電力市場的方案和細則。

三、“保量保價”優先發電計劃安排

2024年，新能源“保量保價”優先發電電量對應居民、農業等未進入電力市場的電力用戶。初步安排常規風電“保量保價”優先發電電量53億千瓦時（折算利用小時數300小時）、特許權項目28億千瓦時（折算利用小時數2000小時），由電網企業按照蒙西地區燃煤基準價收購；低價項目2000小時以內電量按照競價價格執行；除上述電量外風電項目所發電量均參與電力市場。初步安排常規光伏“保量保價”優先發電計劃電量16億千瓦時（折算利用小時數250小時），領跑者項目26億千瓦時（折算利用小時數1500小時），由電網企業按照蒙西地區燃煤基準價收購；低價項目1500小時以內電量按照競價價格執行；除上述電量外光伏發電項目所發電量均參與電力市場。

新能源“保量保價”優先發電電量（含低價新能源項目按競價價格結算電量）由電力交易機構根據月度居民、農業及非市場化機組預測曲線，按照公平原則對新能源發電場站優先發電電量進行預分配，預分配電量以月度掛牌交易方式開展，由電網企業掛牌、新能源發電企業摘牌。未摘牌或未完全摘牌電量視為放棄該部分“保量保價”優先發電電量，優先發電量滿足優先購電需求后，富裕的電量可在全體工商業用戶間分攤。

四、區內電力交易

（一）用戶分類

區內用電企業直接交易按照用戶行業分為一般行業和高耗能行業，交易機構應按照電力用戶類別分別組織開展。

（二）交易安排

2024年電力中長期交易包括年度交易、月度交易和月內交易。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行。按照國家發展改革委要求，市場化電力用戶2024年的年度、月度、月內等中長期合同簽約電量應高于上一年度用網電量的90%，燃煤發電企業中長期合同簽約電量不低于上一年度上網電量的90%，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申報年度發電能力（二者取較大值）的90%。電力交易機構應做好動態監測，對簽訂率不滿足要求的電力用戶、燃煤發電企業、新能源場站及時給予提醒，對中長期合約不足的偏差電量執行偏差結算。

1.年度交易

全部電力用戶及發電企業均可參與2024年年度交易。年度交易優先開展新能源交易，總體按協商交易、掛牌交易、競價交易的順序組織，具體交易品種根據交易類別分別安排。

電力用戶年度交易電量不低于上年度用網電量的70%；燃煤發電企業2024年年度中長期合同簽約電量不低于上一年度上網電量的80%；新能源場站2024年年度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年度能力（二者取較大值）的65%。售電公司根據代理用戶的整體用電情況按照上述要求簽訂年度中長期合同。鼓勵發用電雙方在年度交易合同中明確曲線和價格調整機制，按照合同約定的調整辦法或經合同雙方同意，年度協商交易曲線和價格可以按月調整。

如遇國家、自治區政策調整，所涉及的電力用戶和發電企業已經簽訂的年度交易合同需按照相關文件要求進行調整。年度交易因特殊情況確實無法完成的，經合同雙方同意可開展剩余合同電量回購交易，回購價格原則上不高于年度交易價格的90%。

2.月度交易

全部電力用戶及發電企業均可參與月度交易。月度交易優先開展新能源交易，總體按協商交易、掛牌交易、競價交易的順序組織，具體交易品種根據交易類別分別安排。

3.月內交易

月內交易分為增量交易與置換交易兩部分,交易標的為D+2日至月底交易電量。月內增量交易調整為工作日進行，以2日為周期，每周一、三、五組織開展（遇節假日順延），采用連續掛牌交易模式開展。置換交易調整為工作日連續開展，燃煤發電側合同電量轉讓交易原則上由大容量、高參數、環保機組替代低效、高污染火電機組及關停發電機組發電，火電機組不得替代新能源發電。簽訂價格聯動合約電量及電力用戶側競價交易優先成交電量暫不開展合同置換。

（三）交易模式

1.協商交易

協商交易采用雙邊協商模式開展，即發電側、用電側任一方將協商一致形成的電力曲線及分時價格提交至交易平臺，由另一方受理，經雙方確認后達成交易合約。

2.掛牌交易

掛牌交易模式包括單邊集中掛牌、單邊連續掛牌、雙邊集中掛牌和雙邊連續掛牌。

采用單邊集中掛牌模式的，供給側或需求側（由具體交易品種確定）在掛牌時間內提交電力曲線及分時價格，完成掛牌操作；另一方在指定的摘牌時間段內參與摘牌，以時間優先為原則，完成摘牌后雙方即獲得相應交易合約。年度、月度新能源（綠電）掛牌交易采用此模式。

采用單邊連續掛牌模式的，供給側或需求側在掛牌交易開市時間段內進行掛牌或摘牌操作，以時間優先原則，完成摘牌后雙方即獲得相應交易合約。月內新能源掛牌交易采用此模式。

采用雙邊集中掛牌模式的，供給側和需求側可同時在掛牌時間段內進行掛牌；摘牌時間段內，供給側和需求側可同時以時間優先原則摘取對側掛牌，完成摘牌后雙方即獲得相應交易合約。年度、月度火電掛牌交易采用此模式。

采用雙邊連續掛牌模式的，供給側和需求側可同時在掛牌交易開市時間段內進行掛牌或摘牌操作，以時間優先原則，完成摘牌后雙方即獲得相應交易合約。月內火電掛牌交易采用此模式。

3.集中競價交易

集中競價交易包括單邊競價交易、雙邊競價交易。本通知中集中競價交易均采用邊際出清模式，即交易中最后一個中標機組（邊際機組）或用戶（邊際用戶）的申報價格作為市場成交價格，若雙邊競價中邊際機組報價低于邊際用戶報價，則采用二者報價的算術平均值作為統一出清價格。

采用單邊競價模式的，由供給側或需求側（由具體交易品種確定）一方報量報價，另一方僅提供電量，作為價格接受者。申報價格方按照價格由低到高（供給側單邊競價）或由高到低（需求側單邊競價）排序，直到滿足另一方電量要求。

（四）新能源交易

1.交易開展前，新能源發電企業需向交易機構申報全年發電能力并分解到月，月分解電量原則上應介于近三年同月最大上網電量與最小上網電量之間，年內新并網的新能源企業申報電量應介于近3年所在區域同類型發電的（風電、光伏）平均水平及最大發電水平之間。未主動進行發電能力申報的，按同區域同類型平均申報發電能力曲線執行。每月交易開展前可以根據企業實際發電情況對次月發電能力做出調整。新能源月度發電能力作為當月新能源交易（含置換交易）電量上限。采取交易價格聯動機制的電力用戶暫不參與新能源發電交易。

2.新能源交易按照年度、月度、月內等周期組織，執行峰平谷分時段價格，按照享受可再生能源補貼風電、享受可再生能源補貼光伏、不享受可再生能源補貼風電、不享受可再生能源補貼光伏分別組織開展。享受可再生能源補貼風電、享受可再生能源補貼光伏僅組織單邊競價交易，由用戶側報量報價、發電側報量接受價格，交易申報價格暫不得低于2023年享受可再生能源補貼風電、享受可再生能源補貼光伏項目區內平均成交價格，后期可根據交易組織情況適當調整。不享受可再生能源補貼風電、不享受可再生能源補貼光伏優先開展雙邊協商交易，協商交易結束后，未成交以及未參與協商交易電量可以參加掛牌交易，掛牌交易價格在蒙西地區燃煤發電基準價的基礎上浮動不超過10%。自治區明確支持的戰略性新興產業電力用戶在新能源競價交易中優先成交。

（五）交易曲線

用電企業應根據實際生產情況簽訂中長期合同曲線，合同曲線電力最大值原則上不超過運行變壓器容量。

發電企業應根據實際情況確定中長期成交曲線，合同曲線電力最大值原則上不超過裝機容量，光伏發電成交曲線時段不應超過光伏有效發電時段（暫定為每日5時至20時）。

（六）電網企業代理購電交易

電網企業代理購電交易按照年度交易和月度交易開展，其中，年度交易電量不得低于代理電力用戶上一年度購網電電量總和的70%。

電網企業代理購電年度和月度交易以掛牌交易方式開展，按火電、新能源分別組織，新能源比例不超過當期一般行業電力用戶（不含簽訂年度價格聯動合約和優先成交用戶）平均新能源成交比例。電網公司代理購電掛牌交易價格按照當前交易周期一般行業用戶（含售電公司，不含簽訂年度價格聯動合約和優先成交用戶）與對應類型發電發電企業簽訂合同（含雙邊交易、集中交易等各種形式）的加權平均價格執行。為保障各類型新能源企業公平參與，代理購電新能源掛牌交易分兩階段進行，第一階段交易標的為光伏有效發電時段電力曲線，全部類型新能源發電企業可參與摘牌；第二階段交易標的為全時段電力曲線，風電及具備全時段發電能力的一體化新能源發電項目參與。

年度、月度代理購電交易未全部成交時，剩余未成交電量按對應類型發電機組（場站）剩余發電空間比例分攤，分攤電量原則上不超過機組（場站）剩余發電空間。

按照《國家發展改革委關于第三監管周期省級電網輸配電價及有關事項的通知》（發改價格〔2023〕526號）要求，上網環節線損電量由電網企業代理采購，納入代理購電范疇。

五、網對網跨省區電力交易

國家發展改革委下達的跨省區優先發電計劃全部通過中長期交易合同方式落實，年度簽約比例不得低于優先發電計劃的90%，剩余電量通過月度或者月內中長期交易確定。

優先發電計劃由電力交易機構以掛牌交易模式組織，由電網企業及發電企業參與，鼓勵發電企業直接參與跨省區電力交易。電網企業按照優先發電計劃規模，結合蒙西電網輸配電價確定外送交易電量（曲線）及價格，未成交的優先發電計劃在蒙西電網發電機組間按剩余空間比例分攤。

蒙西電網在保障蒙西地區電力供應安全的基礎上，應積極與華北電網通過市場化方式明確2024年交易意向并向市場成員公布，優先發電計劃以外的交易電量可由電力交易機構組織區內發電企業開展補充掛牌交易。

新能源發電場站參與區內交易后的剩余發電能力可參與跨省區電力交易，參與跨省區交易電量占跨省區新能源交易總電量比例不得高于本場站參與區內新能源交易電量占區內新能源交易總電量比例。交易結束后，若跨省區補充掛牌交易電量仍有剩余且新能源發電場站仍有剩余發電空間，可組織開展第二輪跨省區新能源掛牌交易，新能源發電場站可按剩余發電能力參與。跨省區交易（含優先發電計劃及補充掛牌交易）累計新能源交易比例不得高于2024年蒙西地區可再生能源消納責任權重要求。

每月跨省跨區交易結束后，當月度新能源預計供給量高于預測用戶需求時，允許燃煤發電企業在月前合同置換時將跨省區交易合約電量轉讓至新能源發電場站，轉讓電量應滿足累計外送新能源比例不高于本年度蒙西地區可再生能源消納責任權重要求。電力交易機構應按要求按月核定置換上限，并按照燃煤發電機組在當月跨省跨區交易中成交電量比例對交易上限進行分配。

六、鼓勵煤炭行業電力用戶簽訂價格聯動合同

煤炭是燃煤發電的主要生產原料，煤炭價格與燃煤發電成本具有強相關性。考慮2024年蒙西地區電力供需仍然偏緊的實際情況，為更好促進煤電企業提高機組運行水平，保障蒙西地區電力供應安全，根據國家發展改革委關于2024年電力中長期合約簽約的相關要求，煤炭行業電力用戶應自主與燃煤發電企業簽訂根據煤炭價格調整的電力交易合同，不再參與掛牌和集中競價交易。煤炭行業電力用戶與燃煤發電企業可以根據已發布的“基準交易價+浮動交易價”模式簽訂合約，也可以自行約定聯動方式。“基準交易價+浮動交易價”選用的價格指數、燃煤發電企業與煤炭行業電力用戶的簽約比例等事項，由交易機構按照科學合理、公平公正、統籌兼顧的原則起草具體方案并交市場管理委員會研究通過后執行。

七、積極開展綠色電力交易

按照《國務院關于推動內蒙古高質量發展奮力書寫中國式現代化新篇章的意見》（國發〔2023〕16號）要求，2024年積極開展內蒙古電力市場綠色電力交易，支持新能源企業在中長期交易中體現綠色價值。交易機構按國家和自治區要求組織開展綠色電力交易，新能源場站可在綠電交易中長期合約中與電力用戶約定綠色價值，獲取收益并適當承擔市場交易風險；享受可再生能源補貼的新能源電量對應綠色價值的附加收益由電網企業單獨歸集，按照國家要求沖抵可再生能源發電補貼。支持自治區明確的戰略性新興產業電力用戶高比例消費綠色電力，積極開展綠色制造。

新能源綠色交易初期，無法自擔市場風險的新能源項目可在交易機構備案，將綠色屬性初步根據中長期合約同步至電力用戶，并主動提供綠色屬性（綠證）申領數量、可劃轉和已劃轉數量等情況。未在中長期合同中明確綠色價值、也未在交易機構備案明確綠色屬性暫隨中長期合約同步至電力用戶的新能源發電量，需要承擔市場風險，不再執行現貨市場風險防范機制。

發電側上網電量、電力用戶用電量、綠色交易合同電量的最小值作為綠色價值的實際結算量，綠色交易市場主體應約定少發、少用電量偏差補償費用的計算辦法，初期暫按蒙西電網綠色交易均價的5%向購方、售方支付偏差補償費用。國家或自治區明確綠色電力交易規則和實施辦法后，按照相關要求執行。

八、開展中長期合同偏差結算

中長期交易合同不滿足簽約比例要求的偏差電量，按年度、月度為周期分別開展偏差結算，居民、農業、獨立儲能暫不參與中長期合同偏差結算。

（一）年度合約偏差結算

年度中長期合約簽約比例未達到本文件要求的發電企業和電力用戶，實際簽約電量和滿足簽約比例的電量之間的差額電量，燃煤發電企業按照燃煤機組年度交易平均成交價格的20%支付偏差結算費用，新能源企業按照同類型新能源年度平均交易電價的20%支付偏差結算費用；電力用戶對應燃煤發電電量按照相應行業電力用戶與燃煤發電機組年度交易成交價格的20%支付偏差結算費用，對應新能源電量按照各類型新能源年度平均交易電價的20%支付偏差結算費用。交易機構應預測區內交易成交情況，當全網燃煤發電企業按照上一年度上網電量的80%足額簽約仍無法滿足電力用戶年度合約簽約需求時，等比例核減電力用戶偏差結算應成交年度合約比例。

若燃煤發電企業、新能源企業和電力用戶2024年生產安排確有重大調整，全年發電、用電無法達到年度合約簽約比例對應的電量水平，以至于不能滿足年度中長期合同簽約的要求，可以申請核減年度偏差結算電量，年內實際發電、用電量達到年度合約簽約比例水平時需按1.1倍補繳核減的偏差結算費用。

（二）月度合約偏差處理機制

月度中長期合約（含年度合約月分解、月度交易及月內交易）簽約比例未達到本文件要求的燃煤發電企業，實際簽約電量和滿足簽約比例的電量之間的差額電量，發電企業按照其結算價格與現貨最低價的差價支付偏差結算費用。若燃煤發電企業月度生產安排受不可抗力、政策調整或電網運行影響，全月發電無法達到月度合約簽約比例對應的電量水平，以至于不能滿足月度中長期合同簽約的要求，可以申請核減月度偏差結算電量。

新能源場站應進一步優化發電預測，盡可能減少由于預測準確度過低造成的合約偏差，月度中長期合約實際持有比例達到月度發電量90%的新能源場站參與現貨市場時風險防范比例按75%至120%執行，實際持有中長期合約比例降低數值的50%調減風險防范比例下限。月度中長期合約實際持有比例達到月度用電量90%的電力用戶參與現貨市場時風險防范比例按90%至110%執行，實際持有中長期合約比例降低數值的50%調增風險防范比例上限，同時執行現貨市場超缺額回收相關要求。交易機構應分析月度交易成交情況，當全網燃煤發電企業簽約比例達到要求仍無法滿足電力用戶月度合約簽約需求時，等比例核減電力用戶月度合約比例要求。自治區明確的戰略性新興產業電力用戶應審慎合理申報交易電量，全部電量合同的超額偏差按非優先成交電量合同價格與優先成交電量合同價格的差值的1.2倍補繳偏差結算費用。

（三）發用電企業偏差結算電費進行分攤

按照發電側(按照電源結算關系，區分火電、各類新能源)、用電側分別設立賬目。發電側偏差結算費用按照用電企業交易電量比例進行分攤，用電側偏差結算費用按照單位裝機交易電量比例進行分攤。

九、交易平臺建設

（一）交易中心加快推進新一代電力交易技術支持系統建設工作，應建立符合國家要求的備用系統或同城異地并列雙活運行系統，實現雙套系統互為主備和并列運行，防止各種原因而導致的系統癱瘓，提高交易系統穩定性、可靠性。

（二）努力為市場成員營造安全、公平和公正的交易環境，規范市場成員交易行為，提升系統安全主動防護能力，對于違反網站使用協議書的行為（通過非官方開發、授權的軟件、插件、外掛等使用系統服務），視情節嚴重程度給予約談、通報、暫停交易等處罰。

（三）技術支持系統應探索按照相關要求和數據接口規范為市場成員提供數據接口服務，支持市場成員按規定獲取相關數據，市場成員在使用數據接口服務時應滿足網絡安全要求。

（四）交易機構要提高市場數據分析和治理能力，為政府決策和用戶參與電力市場提供輔助分析功能。

十、其他事項

（一）電力交易機構應按照本通知要求做好2024年中長期交易組織相關工作。盡快完成技術支持系統功能優化調整，編制交易安排并及時向市場成員公布；同步開展針對本通知的宣貫和培訓工作，確保市場主體盡快掌握市場政策變化。

（二）加強市場主體信息管理，探索建立市場主體發、用電信息“日核日固”信息共享機制，按日同步更新市場信息。

（三）推動虛擬電廠以聚合商身份注冊入市，鼓勵其根據自身負荷特性自主參與中長期、現貨、輔助服務等交易品種，獲取合理收益并承擔市場主體責任。

（四）規范企業信息管理。各市場主體應保證信息真實、完備、準確，并持續滿足注冊條件，根據市場需要接受交易機構核驗；企業應加強交易人員（含企業系統管理員）管理，系統備案信息須滿足用戶姓名、手機號碼以及身份證信息一致性要求，確保交易人員市場操作均在授權委托有效期內。探索開展交易人員培訓與認證工作，對于熟悉了解市場基礎知識、市場政策、交易規則，熟練掌握系統交易操作，經培訓、測試合格后，予以認證并頒發證書。

（五）推動開展電力市場主體交易行為信用評價及評級工作，拓展評價結果應用，為電力交易各方提供參考依據，提升市場交易透明度；推動分級分類監管，對信用評分較低的市場主體，加強風險管控與動態監管，提升市場運行效率和安全性，促進電力行業信用體系建設。

（六）做好綠色電力證書全覆蓋工作。根據國家發改委、財政部、能源局的相關要求，做好可再生能源綠色電力證書全覆蓋及綠色電力證書核發交易數據歸集工作，做好區內綠色電力交易，體現可再生能源的綠色價值。

（七）充分發揮市場靈活調節資源作用，探索建立彈性互濟交易機制，引導常規電源、儲能等可調節資源參與多時間尺度資源轉讓交易，整合提升六類市場化等項目市場調節能力，降低運行偏差費用。

（八）基于高比例新能源參與市場的背景，分析電力交易與碳交易間的關聯關系，研究碳電市場耦合機理與市場抵頂對沖交易機制。

（九）做好省間市場協同，更好融入全國統一電力市場。加強市場運行分析與模式研究，交易機構盡快結合市場需要探索開展輸電權交易研究，提前鎖定輸電容量費用，保障系統穩定與電力傳輸，規避現貨價格波動風險。

（十）探索現貨條件下的需求側響應機制。結合蒙西地區發用客觀情況及網架結構，考慮省內與省間現貨運行特點，深入研究與現貨聯合出清的需求側響應機制，緩解供需矛盾，促進新能源消納，保障電網安全。

（十一）交易機構要積極開展容量市場機制研究、電力市場價值與價格之間關系研究，進一步理順價格形成機制。

（十二）研究探索分布式光伏、分散式風電等主體市場交易機制，完善調度運行機制，提升區域內部平衡運行能力，增強新能源就地消納與系統穩定能力。

（十三）交易機構根據市場主體結算查詢、異議反饋等需求，建立結算異常識別及處理機制。

（十四）開展短周期（中長期最短交易周期、日、清算時段等）現貨市場事后效益回收工作，對簽約比例超過允許偏差值的市場主體在現貨市場中的收益予以回收。探索研究中長期輔助服務交易品種，開展促電網保供、促新能源消納的中長期輔助服務機制研究。

2024年1月19日

（此件主動公開）