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為深入貫徹落實《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）和《國家發展改革委國家能源局關于印發電力體制改革配套文件的通知》（發改經體〔2015〕2752號）精神，依據《內蒙古自治區電力體制改革綜合試點方案》（發改經體〔2016〕2192號）、《關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知》（發改辦能源〔2017〕1453號）及《關于成立蒙西電力現貨交易市場推進工作領導小組的通知》（內經信電力字〔2018〕205號）文件要求，進一步深化內蒙古自治區電力體制改革，在內蒙古電力多邊交易市場的框架下，逐步建立“中長期交易和現貨交易協調運作”的市場化電力電量平衡機制，推動結構轉型和產業升級，提升電力資源的優化配置效率，促進新能源消納，結合內蒙古自治區實際，制定本方案。
一、基本情況
(一)蒙西電網概況
蒙西電網供電范圍覆蓋八個盟市，其地理結構東西狹長，東西直線距離2400公里，南北跨度1700公里，供電區域達72萬平方公里，服務全區工農牧業生產及城鄉1388萬人。目前蒙西電網已經形成“四橫五縱”的500千伏主網架和220千伏分區供電網絡，并通過“豐泉-萬全”和“汗海-沽源”兩條500千伏通道與華北電網相聯。
截止2018年6月底，蒙西電網統調機組容量達到6752.96萬千瓦。其中，直調容量6510.54萬千瓦，地調容量242.42萬千瓦。在統調機組容量中，火電機組容量4181.21萬千瓦，占總容量的61.92%；其中：公用火電3265.00萬千瓦（供熱容量2152.00萬千瓦），自備電廠容量701.72萬千瓦，燃氣機組66.52萬千瓦；風電機組容量1736.79萬千瓦，占總容量的25.72%；光伏發電容量635.55萬瓦，占總容量的9.41%；水電容量185.91萬千瓦，占總容量的2.75%；生物質發電容量13.50萬千瓦，占總容量的0.20%。
(二)電力規劃情況
“十三五”期間，蒙西電網發展的總體目標是：繼續按照國家“西電東送”、“北電南送”能源布局，積極推進電力外送通道建設，加快完善電力多邊交易市場，更好發揮國家電力能源基地優勢。蒙西電網形成完整堅強的“四橫五縱”500千伏網架結構，積極承接國內產業轉移，擴大區內用電需求。蒙西電網“十三五”期間，火電投產裝機860萬千瓦，風電1600萬千瓦、太陽能790萬千瓦。到2020年，蒙西電網電力裝機規模預計達到9200萬千瓦，其中火電裝機4700萬千瓦，風電3100萬千瓦、光伏1200萬千瓦、水電186萬千瓦；全社會用電量預計達到3500億千瓦時。
(三)經濟及負荷情況
蒙西電網所轄八個盟市經濟總量、地方財政收入、規模以上工業增加值和固定資產投資均占內蒙古自治區的70%以上，絕大部分的煤化工、裝備制造、黑色金屬冶煉、有色金屬冶煉等行業都集中在蒙西地區。
截止2018年6月底，蒙西全網最大發電負荷3219.3萬千瓦，同比增長13.73%；最大新能源發電出力1178.3萬千瓦，最大占比36.6%。東送華北高峰時段400萬千瓦，發用電平衡總體呈現供大于求。近年來，隨著內蒙古電力多邊交易市場運作逐步成熟，市場機制在拉動地方經濟，引導產業落地方面發揮出積極作用，蒙西地區負荷呈現快速增長。2017年蒙西電網全社會用電量2068.88億千瓦時，同比增長14.46%，2018年截止6月底，蒙西電網全社會用電量1141.45億千瓦時，較同期增長18.81%。參考近年負荷增速，預計至2020年底全網供需基本平衡。
(四)市場建設現狀
內蒙古電力多邊交易市場誕生于能源富集、電力充足、高載能產業發達、地方經濟對電價敏感的內蒙古西部地區，在國家相關部委、自治區政府共同主導下，2010年5月6日，內蒙古電力多邊交易市場正式掛牌運行，成為我國第一個正式運營的省級電力市場，標志著蒙西電網電力市場化改革邁出堅實而重要的一步。經過8年來探索完善，內蒙古電力多邊交易市場創新交易組織方式，逐步探索出符合自治區經濟發展需要的電力交易機制。市場健康平穩運營有效激發了自治區經濟活力，社會和經濟效益日益明顯，改革紅利不斷釋放。
截至2018年6月底，市場成員達到1198戶。其中：用戶企業768戶，火電企業47家，風電企業154家，光伏企業147家，售電企業共準入注冊82家。內蒙古電力多邊交易市場2010年正式運營以來，累計完成交易電量3793.44億千瓦時，降低企業用電成本199.92億元，在保障性收購基礎上，通過市場化手段，增加新能源消納172.28億千瓦時。在經濟新常態下，市場機制不僅在“保安全、保民生”方面發揮積極作用，而且優化了資源配置、促進了清潔能源消納、降低了用電成本、拉動了地區用電負荷，為自治區實現經濟平穩健康發展發揮了重要作用。
(五)存在的問題及挑戰
內蒙古電力多邊交易市場發展的同時，機遇與挑戰并存，存在的問題和矛盾逐漸顯現：
一是電網斷面約束眾多，限制市場活力。蒙西電網東西狹長，電網斷面約束眾多，限制了跨區域送電容量，形成“西部供電富裕，東部供電緊張”的電網運行矛盾。隨著電力多邊市場深化發展，存在區域間價格風險，限制了市場活力。
二是電源布局不合理，制約市場效率。目前，內蒙古電力多邊交易市場主力電源為火電機組，主要集中在煤炭資源較豐富的烏海、鄂爾多斯等西部地區。距離中東部負荷中心較遠；用電負荷多集中在東部地區，電源與負荷分布不合理，存在不平衡、不匹配，制約了市場運行效率。
三是供熱機組比例大，影響新能源消納。蒙西電網供熱機組比例大，供熱周期長，且與大風季重合。供熱機組采取“以熱定電”的方式運行，電力平衡困難，制約新能源消納，“熱電解耦”等靈活性改造工作有待加強。
四是新能源發展與市場化建設不協調，亟待深化研究。近年來，為了緩解新能源能源消納問題，蒙西電網在2015年積極探索將新能源引入電力市場，市場消納新能源機制和模式需進一步研究完善，促進地區新能源產業健康發展。
五是自備電廠占比高，限制市場發展。蒙西電網自備電廠裝機占比較高，在電價方面享受部分優惠政策，且不承擔新能源消納、調峰等責任。壓縮了市場空間，影響電網運行和新能源消納，不利于統一、規范的電力市場建設。
六是市場機制有待完善，價格信號不夠準確。目前實行的電力市場機制還需進一步深化，新能源參與交易方式及價格機制存在持續完善的空間。以電量為標的物的中長期交易存在過度競爭，不能準確體現價格信號，不能有效引導發電計劃的制定。市場化價格機制需進一步完善優化。
(六)現貨市場的必要性
一是協調電熱矛盾、風火矛盾，探索現代能源體系。
黨的十九大報告提出，要構建清潔低碳、安全高效的現代能源體系。習近平總書記指出“要把現代能源經濟這篇文章做好，緊跟世界能源技術革命新趨勢”。蒙西地區供熱需求與電網平衡，新能源消納與火電調峰矛盾突出，通過現貨市場建設，探索建立不同能源協同互補、清潔能源充分消納的現代能源體系。
二是加強系統優化，提高運行效率
現貨市場在日前制定發電計劃，能夠緊密跟蹤電力系統的運行狀態，保障電網安全穩定運行，提升系統運行效率。蒙西地區的新能源裝機比例高，長周期發電計劃不確定性因素多。現貨市場交易周期短，可以較為準確地測算機組運行狀態和開機條件，有效降低因新能源波動而產生的系統運行風險，協調優化多種電源，提升系統運行效率。
三是量化價格信號，引導投資規劃
現貨市場通過充分競爭生成完整的價格信號，可以為資源優化配置、規劃投資、中長期電力交易提供量化參考。現貨市場的價格信號，能夠真實反映電力商品價值，引導電力投資與消費，對電網、電源規劃乃至地區產業集群、工業項目規劃建設都具有重要意義。
四是完善交易機制，推進市場體系建設
現貨市場是內蒙古電力多邊交易市場體系的重要組成部分。通過中長期交易日分解，逐步建立日前現貨市場交易機制、輔助服務市場，適時開展日內、實時市場，進一步鼓勵新能源市場化競爭，促進新能源消納，構建中長期與現貨協調融合的電力多邊市場體系。
綜上所述，堅持以促進自治區經濟社會發展為導向，以打造現代能源經濟體系為目標，以促進可再生能源消納為重點，積極穩妥開展現貨交易市場建設，持續有序推進“共享共贏”的電力多邊市場體系建設進程，滿足自治區經濟高質量發展需求。
二、指導思想和基本原則
(一)指導思想
深入貫徹黨的十九大和十九屆一中、二中、三中全會精神，落實習近平總書記“把現代能源經濟這篇文章做好”的指示，按照國家深化電力體制改革的總體部署和自治區經濟發展總體規劃，遵循《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）和《國家發展改革委國家能源局關于印發電力體制改革配套文件的通知》（發改經體〔2015〕2752號）文件精神，堅持中國特色社會主義市場經濟改革方向，堅持創新、綠色、協調、開放、共享五大發展理念，圍繞發揮電力優勢、提高電力服務、推進電力行業供給側結構性改革，以構建有效競爭的電力市場結構和市場體系為中心，以市場交易面臨的問題為導向，在電力多邊市場框架下加快建立電力現貨市場，完善市場機制，豐富交易品種。依據《國家發展改革委 國家能源局關于同意內蒙古自治區開展電力體制改革綜合試點的復函》（發改經體[2016]154號）要求，穩中求進推進電力市場化工作，構建內蒙古電力多邊交易市場體系，提升資源優化配置效率，促進可再生能源消納，確保蒙西電網安全穩定運行，推動自治區經濟結構轉型和產業升級，服務自治區經濟社會高質量發展。
(二)基本原則
1.堅持以解決問題為導向，深化發展。
現貨市場建設立足于內蒙古電力多邊交易市場多年穩步發展的堅實基礎，著力于解決市場深化發展面臨的突出問題，構建中長期交易、現貨交易協調運作的總體框架，完善日前現貨市場交易機制、輔助服務市場機制，適時建立日內市場，最終建成共享共贏的市場體系。
2.堅持以穩中求進為主線，風險可控。
遵循市場經濟的客觀規律，按照電力工業的發展特點，充分考慮電網、電源、負荷需求及經濟社會發展等多種因素，開展貼近運行實際及市場現狀的仿真計算，在確保電力系統安全運行和電力可靠供應的基礎上，穩中求進推動現貨市場建設。
3.堅持以公平公正為準則，合規運行。
嚴格執行國家法律、法規和行業標準、規范，嚴格遵守各項規章制度，依法合規履行工作程序，維護電力市場公平、公正、公開，保障市場主體的合法權益，營造有效競爭的市場環境，促進電力市場健康發展。
4.堅持以節能環保為目標，綠色發展。
鼓勵清潔能源參與市場競爭，探索可再生能源電力綠色證書、碳交易市場機制，打造全國清潔能源消納示范區，促進自治區能源結構優化，實現綠色發展。
三、總體目標和建設內容
(一)總體目標
從內蒙古自治區經濟社會和電力行業發展實際出發，著力構建適應自治區電力體制和蒙西電網特點的主體多元、競爭有序、公平公正的電力市場結構。持續完善電力多邊交易市場體系，充分發揮市場在電力資源配置中的決定性作用，加快構建中長期交易、現貨交易協調運作的市場化電力電量平衡機制，以進一步釋放改革紅利、全面提高電力系統運行效率、不斷提升電力安全可靠水平，在滿足自治區經濟社會發展對電力需求及電力外送的前提下，通過政策引導、市場交易、技術支撐等路徑優化發用兩電側，逐步實現最優發電調度、最大用電效益，實現自治區電力行業綠色健康可持續發展，促進自治區工業經濟發展和產業結構調整，更好地服務自治區經濟社會高質量發展。
近期目標：逐步完善現貨市場建設的各項基礎條件，在電力多邊市場的框架下，建立中長期交易電量日分解機制，完善發電計劃編制，為構建發電側單側競爭的日前現貨市場創造條件；初步建立新能源市場化消納機制；啟動調峰輔助服務市場運行；開展日前替代、抽蓄交易等準現貨交易品種；完善技術支持系統，建立交易、調度、營銷、財務有機銜接并與監管系統互聯的信息系統；適時啟動現貨市場模擬運行，為試運行奠定技術基礎。
中期目標：構建以“中長期電量交易、現貨系統優化”為主要特征的中長期交易和現貨交易協調運作的電力市場機制。在中長期交易日分解基礎上，開展發電側單側競爭的日前現貨市場，實現電力市場指導下的電網優化運行；建立安全約束下的現貨市場出清機制和阻塞管理機制；全面推進新能源參與市場競爭；建立發用兩側負荷曲線金融或物理匹配機制；實現中長期交易、現貨交易和輔助服務交易的融合協同。
遠期目標：建立“中長期交易規避風險，現貨交易發現價格”的電力市場機制，推進電能量和輔助服務在現貨市場中一體優化、聯合出清；進一步通過市場手段促進清潔能源消納，發揮市場在資源配置中的決定性作用；全面提升蒙西電網的規劃、投資、建設和運行效率，實現市場化改革程度達到全國領先水平。
(二)建設內容
蒙西電網電力現貨市場的建設工作分三階段組織實施。
1. 起步階段（2018年-2019年6月）
（1）進一步完善交易機構和調度機構設置，建立滿足現貨市場運行需要的交易、調度協同運作機制，厘清交易機構和調度機構的工作界面。
（2）進一步完善電力多邊交易市場中長期交易機制；完善以合同轉讓交易為代表的二級市場機制，探索建立電力多邊市場差價合約機制。
（3）建立中長期交易與日前現貨交易相銜接的電量分解機制并完善發電計劃編制。
（4）為提高電網新能源消納能力，啟動調峰輔助服務市場；組織新能源和自備企業等市場主體開展市場化交易。
（5）擬定現貨市場運營規則。
（6）開展市場運行仿真與紅利、風險分析，建設市場運行模擬與測試的仿真平臺，完成市場運行模擬。
（7）搭建交易、調度、財務、營銷等信息系統“統一標準、統一接口”的電力現貨市場技術支持平臺。
（8）培育合格市場主體，加強對市場成員的培訓和宣貫。
2. 完善階段（2019年7月-2020年）
（1）進一步完善電力多邊交易市場體系，建立市場主體以電力曲線為標的物的合同簽訂模式，發用雙方按規則分解合同曲線。
（2）探索建立發電側單側競價的日前現貨市場；基于中長期交易的電量分解計劃，結合發電側的競價申報，制定日前的開機機組組合，并形成機組的日發電曲線。
（3）進一步完善新能源消納的市場機制，加強新能源企業功率預測，超出保障性電量的部分在參與中長期交易的基礎上，鼓勵參與現貨市場交易；開展新能源與低谷供熱負荷等新興市場成員的交易。
（4）擴大市場參與主體，適時引入抽水蓄能電站，探索研究新能源與抽蓄電站間市場化交易模式，依次開展調頻、備用等新的輔助服務交易品種；按照“誰受益、誰付費”的原則，建立輔助服務的市場化交易機制。
（5）探索建設日內、實時/平衡的現貨市場，條件具備時可開展市場交易。
（6）進一步完善電力現貨市場技術支持平臺建設。
3. 成熟階段（2021年-遠期）
（1）全面放開發用電計劃，逐步擴大市場準入范圍，深化中長期交易。
（2）完善現貨市場建設，構建與中長期交易高效協調的現貨市場交易機制，持續深化售電市場改革，實現發電側、用電側的雙向競爭參與，促進現貨市場在更大范圍內的資源優化配置。
（3）完善輔助服務市場建設，建立輔助服務與電能量交易的聯合優化機制，明確用戶承擔相應輔助服務的責任。
（4）探索建立新能源電力綠色證書、碳交易市場機制，與現有的電力市場協同開展。
（5）將需求側響應、電供熱、充電樁、儲能等新的市場主體納入競爭機制；探索建設適應用戶管理、提高終端用電效率的用電管理系統和需求響應系統，實現與電力交易系統的互聯互通。
四、現貨市場方案
為適應市場建設和發展，滿足中長期交易和現貨交易的平穩過渡和有序銜接，本方案以市場建設全流程為框架，按照總體部署、重點突破、穩妥推進、試點先行的要求，設計蒙西電力市場機制體系。
(一)市場成員
市場成員包括各類發電企業、電網企業、售電企業、電力用戶和市場運營機構。其中，參與交易的市場主體為各類發電企業、售電企業和電力用戶等；電網企業指運營輸配電資產的輸配電服務企業；市場運營機構為交易機構和調度機構，交易機構主要負責市場和系統的經濟性，調度機構主要負責市場和系統的安全性。
(二)市場銜接
內蒙古電力多邊交易市場主要開展中長期交易與現貨交易。其中，中長期交易包括跨省跨區中長期交易、省內中長期交易、合同轉讓交易三種類型。現貨交易則主要包括日前現貨交易、日內現貨交易、實時/平衡市場和輔助服務交易四種類型。
在現有中長期交易體系的基礎上，引入中長期合同電量的分解執行的方式，實現中長期交易與現貨交易的高效銜接。初期，發用雙方不具備分解發用電曲線時，由市場運營機構負責中長期合同電量的分解執行。將發電企業年度計劃電量與中長期合同電量疊加，形成不同發電企業的分月電量計劃（含年度計劃與中長期合同兩個分量），進而細化至每日的分時電力曲線。日前市場中，發電機組根據日前預測偏差申報電力曲線調整意愿與價格。市場初期，用電側的需求通過負荷預測確定；具備條件后，允許電力用戶結合自身需求的變化參與現貨市場。
(三)交易品種
現貨交易品種及其組織方式具體如下：
1.日前現貨交易
起步階段（2018年-2019年6月）建立新能源與常規火電機組、自備企業等市場主體的日前交易機制；完成發電側中長期交易合同日分解規則。
完善階段（2019年7月-2020年）開展發電側單側競價的日前現貨交易。發電企業基于中長期交易的電量分解計劃，申報發電機組出力調整意愿與價格。用電側的需求通過負荷預測確定，并確保在現貨市場開市之初即向市場公布競價日的全網負荷曲線和新能源的出力預測曲線。條件成熟后，逐步探索用戶側中長期交易日分解規則。
成熟階段（2021年-遠期），在日前現貨市場中，發電側須申報交易量價曲線及啟停價格、空載價格及發電能力上下限等信息，用電側須申報運行日用電曲線與價格敏感情況等信息。獲得市場成員的申報數據以后，考慮電網運行和機組運行的約束條件，形成次日系統的開機組合與發電曲線，并計算分時邊際電價。
2.日內現貨交易
完善階段（2019年7月-2020年）日前現貨交易開展成熟之后，按需適時啟動日內現貨交易。在開展日前市場交易之后，根據日內市場的供需變化，以市場主體的日前報價為依據，在考慮電網和機組運行約束條件的基礎上進行偏差滾動的交易匹配。日前現貨市場上中標的發電企業，申報信息封存至日內現貨市場。用電側的需求通過負荷預測確定，也允許具備條件的電力用戶在日內申報需求調整意愿，申報信息封存至日內現貨市場。在日內現貨市場組織過程中，全網的負荷變化需求和新能源的出力調整曲線須向市場成員滾動公布。
成熟階段（2020年-遠期），具備條件后，發電企業申報交易日內的調整競標價格，用電側可結合自身需求的變化或者需求響應能力申報。發電側與用電側的申報意愿匯總后，在考慮電網和機組運行約束條件的基礎上進行滾動的交易匹配。
3.實時/平衡市場
成熟階段（2020年-遠期），基于日內滾動優化所形成的交易計劃，根據日前或日內市場發電側、用電側所封存的價量申報信息或預測信息，對機組的實時出力曲線進行小幅調度，通過自動發電控制系統下發實時發電曲線，并于事后計算分時電價。
4.有償輔助服務交易
起步階段（2018年-2019年6月），啟動調峰輔助服務市場。公用火電機組按照調峰輔助服務市場交易規則申報交易信息，形成日前發電計劃；在實時運行中，根據電網運行實際情況結合機組報價信息出清。
完善階段（2019年7月-2020年），建立輔助服務市場化交易機制，按照“誰受益、誰付費”的原則，逐漸明確電力用戶承擔相應輔助服務的責任，并分攤相關服務的費用。在調峰輔助服務市場的基礎上，依次引入調頻、備用等新的交易品種，以集中競價的方式組織市場交易。
成熟階段（2021年-遠期），完善輔助服務市場建設，探索建立輔助服務與電能量交易的聯合優化機制。在具備條件的基礎上，將需求側響應、電供熱、充電樁、儲能等市場主體納入競爭機制，以此激勵更多的市場主體參與調峰；同步完善無功、黑啟動等輔助服務的市場招標機制。
(四)阻塞管理
調度機構應按規定，在不同環節的現貨市場開市之前更新或公布電網檢修計劃、通道輸送能力等相關信息；交易機構應根據調度機構所公布的運行信息更新市場出清計算的約束條件。采用事前主動引導、事中嚴格出清、事后結算偏差的市場化模式解決阻塞問題。
阻塞管理應在滿足系統安全約束的基礎上，堅持經濟調度的優化目標，確保信息公開與執行公平。由于進行阻塞管理而改變的市場交易結果，調度機構需按照市場規則進行相應的解釋說明。
(五)價格機制
1.基數電量的電價執行國家批復價格。
2.市場電量中，協商交易成交電量的電價由購售雙方協商形成，集中競價中標電量的電價由市場出清形成。
3.現貨市場的電價機制應根據市場仿真情況確定。發電側可采用節點或區域電價；用電側在起步階段可采用區域或系統加權平均電價，之后根據市場仿真及模擬運行的情況決定采用節點或區域電價。
4.電網輸配電價按照政府價格主管部門公布的相關文件執行。
(六)計量結算
1.計量
參與內蒙古電力多邊市場交易的全體市場主體需按照《內蒙古電力（集團）有限責任公司關口電能計量裝置管理辦法》，裝設符合要求電能量關口計量裝置，并經相關部門驗收合格。
2.結算
（1）發電側結算
發電企業的中長期交易合同，包括優先發電電量、基數發電電量與中長期交易電量，按照實際電網統調發電曲線的日計劃電量分解為日結算曲線，根據實際發電上網電量進行相應結算。
優先發電電量、基數電量價格按政府批復電價執行，中長期交易價格和電量按合同約定執行。
日前現貨市場出清結果與分解形成的日結算曲線之間的偏差量，按照日前市場的分時電價進行結算。
發電機組實際出力與日前現貨市場出清結果之間的偏差量，按照日內現貨市場的分時電價進行結算。
實時自動調度的發電機組實際出力與日內形成的發電計劃曲線之間的偏差量，按照對應時刻的分時電價進行結算。
（2）用電側結算
根據市場運行情況，用電企業可基于中長期交易合同日分解曲線申報日用電調整需求。用電側實際用電與日前現貨市場中標的需求曲線之間的偏差量，按照對應時刻的分時電價進行結算。
(七)系統建設
技術支持系統將包括對電力市場的數據計量、信息發布、市場申報、合同的分解與管理、交易計劃的編制、安全校核、執行跟蹤、市場出清、輔助服務、市場結算、市場監視、市場分析、市場模擬推演等現貨市場全業務功能，相關輔助功能包括系統負荷預測、母線負荷預測、新能源預測和需求側響應等。
蒙西電網電力現貨技術支持系統分三階段建設。
起步階段（2018年-2019年6月）主要建設功能包括：市場成員管理、數據管理、市場申報、信息發布、中長期電量分解、日前市場、輔助服務市場、安全校核、市場評估分析、外部系統交互、系統負荷預測等。
完善階段（2019年7月-2020年）主要建設功能包括：長周期機組組合、日前市場完善、日內市場、輔助服務市場完善、市場風險管控、市場成員服務、母線負荷預測、新能源預測、需求側響應等。
成熟階段（2021年-遠期）主要建設功能包括：日前市場完善并支持發用電雙側報價出清、實時市場、輔助服務市場進一步擴充交易品種實現與電能量市場聯合出清、市場監管等。
(八)風險防范
1. 開展市場仿真分析。委托相關科研院所組織開展市場仿真，預測預警市場的潛在風險，提出應對措施，做好現貨市場試點的成本-收益分析，細化測算市場紅利。
2. 加強市場運行檢測。建立市場力分析評價指標體系，加強市場力監測，采取事前預防、事中監測、事后評估和考核通報等措施防控市場操縱行為，對報價明顯偏離成本的加強監視。
3. 加強電力系統安全裕度管理。規范細化電網安全運行控制標準，全面覆蓋市場環境下電網安全穩定運行需要；完善制定電網輔助服務標準，保障市場環境下充足的輔助服務調用裕度。
4. 加強電力交易平臺安全穩定運行管理。結合市場成員需求，完善數據網絡、安全防護等基礎設施配置方案，確保平臺、用戶交互數據滿足安全性、私密性等信息安全要求。
5. 推動建立交易能力保證與價格限制制度。參與現貨交易的市場主體須證明自身具備進行交易結算的現金流水平，以降低市場結算風險。視市場穩定情況，按需對中長期市場與現貨市場實施限價，以降低市場價格風險。
6. 完善電力應急保障機制。加強電力應急調度，當系統發生緊急事故時，調度機構按安全第一的原則處置，相關成本各方合理分擔。特殊情況下，政府有關部門、國家能源局派出機構可依照相關規定和程序暫停市場交易。市場中止時市場清算價格由交易機構根據市場規則確定并公布。
7. 建立信用評價體系。建立針對發電企業、電網企業、售電企業和電力用戶等市場成員的信用評價體系，嚴重失信行為納入不良信用記錄，信用評價結果向社會公示。
(九)市場監管
國家能源局華北監管局會同自治區政府有關部門，根據職能依法履行電力現貨市場監管職責，對市場主體有關市場操縱力、公平競爭、電網公平開放、交易行為等情況實施監管，對交易機構和調度機構執行市場規則的情況實施監管。切實加強電力行業及相關領域科學監管，完善電力監管組織體系，創新監管措施和手段。按照電力現貨市場監管的需要，構建電力現貨市場監管指標體系，并根據監管指標查閱相關市場信息。
隨著市場化建設的深入和監管要求的提高，監管機構可邀請獨立的第三方機構對電力市場運行和電網調度運行進行常態化的過程評估，對市場運營結果進行全面深入的分析，對市場成員的行為進行模擬研究，并對市場運行的規則及模式提出相應的改進建議等。
(十)信息披露
按照信息的保密要求和公開范圍，電力交易平臺上的市場信息可以分為公眾信息、公開信息、私有信息和交換信息四大類。信息披露需遵循及時、公平、準確、完整的原則，為信息公開創造良好條件。市場成員應配合提供相關數據和信息，并對信息披露的真實性、準確性和完整性負責。為保證市場信息安全，市場成員應按照各自的訪問權限對市場運營信息進行訪問。
五、組織實施
(一)加強組織領導
在國家能源局和自治區政府的共同領導下，依據《內蒙古自治區電力體制改革綜合試點方案》（發改經體〔2016〕2192號）及《關于成立蒙西電力現貨交易市場推進工作領導小組的通知》，建立健全以自治區經信委（自治區市場建設第一責任單位）和國家能源局派出機構統籌組織協調、自治區相關職能部門積極配合、重點電力企業保障落實、交易機構（自治區市場建設實施牽頭單位）具體實施的市場建設工作機制，研究部署重大決策，協調解決重大問題，加強對蒙西電網電力現貨市場建設問題的審議，推動制定切實可行的工作方案和有關配套措施，確保方案明確的各項工作任務按時保質完成。
(二)細化任務落實
自治區市場建設第一責任單位應分解落實目標任務，明確進度安排協調和目標考核機制，精心組織實施。交易機構作為實施牽頭單位，應會同調度機構共同制定細化工作計劃，組織有關單位具體實施；相關電力企業應充分發揮市場主體作用，積極有序推進重點項目前期論證工作。各機構、部門具體分工如下：
1. 交易機構將在政府監管下為市場主體提供規范、公開、透明電力交易服務。主要負責市場交易平臺的建設、運營和管理；市場交易規則的研究；負責為市場主體提供注冊及信息管理服務；中長期交易及日前交易組織和管理；配合調度機構組織輔助服務交易；監視和分析市場運行情況，進行市場交易計算工作并及時上報；按規定向市場成員提供結算憑證和相關服務，并及時披露市場有關信息。
2. 調度機構負責在政府監管下為市場主體提供規范、公開、透明的電網運行信息，履行調度機構和市場運營機構職能，與交易機構共同開展日前交易市場；負責系統電力電量平衡，確保電網安全穩定運行；負責日內、實時交易和輔助服務市場建設和運行。
(三)保障機制建立
應建立起電力多邊交易市場保障機制，確保市場積極、穩妥、有序、高效運行：
1.組織保障
一是建立國家層面同地方層面協調配合的工作機制。國家發展改革委、國家能源局會同自治區政府電力相關部門，應貫徹國家有關政策精神，積極牽頭電力現貨市場建設，全面統籌多方資源，推動運營和管理等組織工作的落實，保障電力現貨市場順利啟動、有序運行。
二是建立市場成員之間的協調配合工作機制。內蒙古電力（集團）有限責任公司應積極推動開展電力現貨市場試點相關工作，并給予充分的人、財、物支持。交易機構與調度機構應明確分工、協同配合，交易機構主要負責市場和系統的經濟性，調度機構主要負責市場和系統的安全性。
2.資金保障
部署并建立基本的資金保障制度，落實資金來源，為電力市場的方案、規則編制，仿真模擬計算，技術支持系統建設、計量配套設施升級等工作提供支撐，具體資金規模應提前做好測算與預算工作。在市場建設進程中，切實加強財政預算管理，視實際情況需求修正、加強財政支持。現貨市場建設啟動階段的相關資金支持可由內蒙古電力（集團）有限責任公司墊支，后續通過交易費用、成本分攤等方式向市場成員回收。
3.人力保障
組建復合型專家團隊，建立專家團隊預審機制，對現貨市場試點方案及配套文件進行充分的研討和論證。同時，開展全市場仿真（或經濟性分析）與財務信用風險分析，仿真分析結果報送國家發改委與國家能源局，以保障現貨市場交易與電力系統運行平穩銜接。
合理擴充并優化市場運營機構的人員構成，構建滿足現貨市場功能組織的功能框架與相應的人力配套。
4.技術保障
為滿足中長期、現貨市場運行和市場監管要求，應遵循國家明確的基本交易規則和主要技術標準，對現有的信息系統進行升級改造，建設實行統一標準、統一接口的技術支持平臺。
營銷系統應提供用戶側相關計量數據，以支持結算及市場分析與預測功能；調度系統應能提供系統供需情況、實時電網模型及實時量測信息、電網校核信息、電網檢修信息、發電運行信息等，為電力市場經濟調度優化及安全校核提供數據支撐；交易系統應滿足電力中長期市場和電力現貨市場不同交易模式的要求。主要功能包括市場注冊、外部數據接入、中長期交易計劃分解、中長期可靠性機組組合、日前市場邊界信息發布、日前市場報價、日前市場出清、日前市場結果發布、實時市場報價、日內市場出清、日內市場結果發布、實時市場出清、實時市場結果發布、市場結算等。財務系統應根據政策和交易價格信息提供電費結算信息，積極配合電價體系建設及電價電費監管等。各部門機構應加強系統間數據交互的一致性、及時性、穩定性和準確性。
(四)起步階段時間安排
2018年10月，印發蒙西電力現貨市場試點方案；
2018年12月，印發蒙西電力現貨市場運營規則，完成電力現貨市場仿真工作，初步建成電力現貨市場技術支持系統平臺；蒙西電力現貨市場具備初步運行條件；
2019年6月，蒙西電力現貨市場啟動試運行。
2019年12月，聯合市場營銷與財務部門，構建統一信息交互平臺，實現數據互傳、信息共享，初步具備用戶側合同電量日分解條件。
六、附件
附件1：階段任務成果
階段任務成果如下表所示：
表1 蒙西電網電力現貨市場階段任務及成果
附件2：名詞解釋
1.市場成員：即市場參與者，包括市場主體、電網企業和市場運營機構。市場主體包括各類發電企業、售電公司和電力用戶；電網企業指內蒙古電力（集團）有限責任公司；市場運營機構為電力交易機構和電力調度機構。
2.基數電量：即現有年度基數電量，指政府部門下達給發電企業的年度（月度）電量計劃，執行政府定價。
3.中長期交易：對未來某一時期內交割的電力產品或服務的交易，包含數年、年、月、周、多日等不同時間尺度。中長期交易合同包括實物合同和財務合同。
4.現貨交易：通過交易平臺在日前及更短時間內集中開展的次日、日內至實時調度之前電力交易活動的總稱。現貨市場交易標的物包括電能量、調頻服務、備用服務等。
5.輔助服務市場：為維護系統的安全穩定運行、保證電能質量，由發電企業、電網經營企業和電力用戶等提供除正常電能生產、傳輸、使用之外的市場化輔助服務的市場，具體包括調頻、備用、黑啟動等市場。
6.節點電價：在現貨電能交易中，為滿足某一電氣節點增加單位負荷導致的系統總電能供給成本的增加量。節點邊際電價由系統邊際電價、阻塞價格和網損價格三部分構成。
7.系統電價：指在電力現貨交易中，按照報價從低到高的順序逐一成交電力，使成交的電力滿足系統負荷需求的最后一個電能供應者的報價。
8.分區電價：當電網存在輸電阻塞時，按阻塞斷面將市場分成幾個不同的分區（即價區），并以分區內邊際機組的價格作為該分區市場出清價格，即分區邊際電價。
9.市場力：市場成員操縱市場價格、使之偏離市場充分競爭情況下所具有的價格水平的能力。
10.市場出清：電力市場通過競爭定價確定中標量和中標價，實現供需平衡的市場狀態。
11.市場結算：根據市場規則，對市場主體應支付或獲取的電能量和輔助服務進行費用的結算。
12.安全校核：校核由市場出清預先形成的無約束交易結果是否滿足網絡安全穩定的約束條件的過程。
13.市場監管：根據有關法律、法規和規章，電力監管機構遵循市場規律對市場主體和市場運營機構及其遵守電力市場運營規則的行為進行的監督和管理，以實現電力市場競爭的合理、有序、公正、公平和公開。
一、基本情況
(一)蒙西電網概況
蒙西電網供電范圍覆蓋八個盟市，其地理結構東西狹長，東西直線距離2400公里，南北跨度1700公里，供電區域達72萬平方公里，服務全區工農牧業生產及城鄉1388萬人。目前蒙西電網已經形成“四橫五縱”的500千伏主網架和220千伏分區供電網絡，并通過“豐泉-萬全”和“汗海-沽源”兩條500千伏通道與華北電網相聯。
截止2018年6月底，蒙西電網統調機組容量達到6752.96萬千瓦。其中，直調容量6510.54萬千瓦，地調容量242.42萬千瓦。在統調機組容量中，火電機組容量4181.21萬千瓦，占總容量的61.92%；其中：公用火電3265.00萬千瓦（供熱容量2152.00萬千瓦），自備電廠容量701.72萬千瓦，燃氣機組66.52萬千瓦；風電機組容量1736.79萬千瓦，占總容量的25.72%；光伏發電容量635.55萬瓦，占總容量的9.41%；水電容量185.91萬千瓦，占總容量的2.75%；生物質發電容量13.50萬千瓦，占總容量的0.20%。
(二)電力規劃情況
“十三五”期間，蒙西電網發展的總體目標是：繼續按照國家“西電東送”、“北電南送”能源布局，積極推進電力外送通道建設，加快完善電力多邊交易市場，更好發揮國家電力能源基地優勢。蒙西電網形成完整堅強的“四橫五縱”500千伏網架結構，積極承接國內產業轉移，擴大區內用電需求。蒙西電網“十三五”期間，火電投產裝機860萬千瓦，風電1600萬千瓦、太陽能790萬千瓦。到2020年，蒙西電網電力裝機規模預計達到9200萬千瓦，其中火電裝機4700萬千瓦，風電3100萬千瓦、光伏1200萬千瓦、水電186萬千瓦；全社會用電量預計達到3500億千瓦時。
(三)經濟及負荷情況
蒙西電網所轄八個盟市經濟總量、地方財政收入、規模以上工業增加值和固定資產投資均占內蒙古自治區的70%以上，絕大部分的煤化工、裝備制造、黑色金屬冶煉、有色金屬冶煉等行業都集中在蒙西地區。
截止2018年6月底，蒙西全網最大發電負荷3219.3萬千瓦，同比增長13.73%；最大新能源發電出力1178.3萬千瓦，最大占比36.6%。東送華北高峰時段400萬千瓦，發用電平衡總體呈現供大于求。近年來，隨著內蒙古電力多邊交易市場運作逐步成熟，市場機制在拉動地方經濟，引導產業落地方面發揮出積極作用，蒙西地區負荷呈現快速增長。2017年蒙西電網全社會用電量2068.88億千瓦時，同比增長14.46%，2018年截止6月底，蒙西電網全社會用電量1141.45億千瓦時，較同期增長18.81%。參考近年負荷增速，預計至2020年底全網供需基本平衡。
(四)市場建設現狀
內蒙古電力多邊交易市場誕生于能源富集、電力充足、高載能產業發達、地方經濟對電價敏感的內蒙古西部地區，在國家相關部委、自治區政府共同主導下，2010年5月6日，內蒙古電力多邊交易市場正式掛牌運行，成為我國第一個正式運營的省級電力市場，標志著蒙西電網電力市場化改革邁出堅實而重要的一步。經過8年來探索完善，內蒙古電力多邊交易市場創新交易組織方式，逐步探索出符合自治區經濟發展需要的電力交易機制。市場健康平穩運營有效激發了自治區經濟活力，社會和經濟效益日益明顯，改革紅利不斷釋放。
截至2018年6月底，市場成員達到1198戶。其中：用戶企業768戶，火電企業47家，風電企業154家，光伏企業147家，售電企業共準入注冊82家。內蒙古電力多邊交易市場2010年正式運營以來，累計完成交易電量3793.44億千瓦時，降低企業用電成本199.92億元，在保障性收購基礎上，通過市場化手段，增加新能源消納172.28億千瓦時。在經濟新常態下，市場機制不僅在“保安全、保民生”方面發揮積極作用，而且優化了資源配置、促進了清潔能源消納、降低了用電成本、拉動了地區用電負荷，為自治區實現經濟平穩健康發展發揮了重要作用。
(五)存在的問題及挑戰
內蒙古電力多邊交易市場發展的同時，機遇與挑戰并存，存在的問題和矛盾逐漸顯現：
一是電網斷面約束眾多，限制市場活力。蒙西電網東西狹長，電網斷面約束眾多，限制了跨區域送電容量，形成“西部供電富裕，東部供電緊張”的電網運行矛盾。隨著電力多邊市場深化發展，存在區域間價格風險，限制了市場活力。
二是電源布局不合理，制約市場效率。目前，內蒙古電力多邊交易市場主力電源為火電機組，主要集中在煤炭資源較豐富的烏海、鄂爾多斯等西部地區。距離中東部負荷中心較遠；用電負荷多集中在東部地區，電源與負荷分布不合理，存在不平衡、不匹配，制約了市場運行效率。
三是供熱機組比例大，影響新能源消納。蒙西電網供熱機組比例大，供熱周期長，且與大風季重合。供熱機組采取“以熱定電”的方式運行，電力平衡困難，制約新能源消納，“熱電解耦”等靈活性改造工作有待加強。
四是新能源發展與市場化建設不協調，亟待深化研究。近年來，為了緩解新能源能源消納問題，蒙西電網在2015年積極探索將新能源引入電力市場，市場消納新能源機制和模式需進一步研究完善，促進地區新能源產業健康發展。
五是自備電廠占比高，限制市場發展。蒙西電網自備電廠裝機占比較高，在電價方面享受部分優惠政策，且不承擔新能源消納、調峰等責任。壓縮了市場空間，影響電網運行和新能源消納，不利于統一、規范的電力市場建設。
六是市場機制有待完善，價格信號不夠準確。目前實行的電力市場機制還需進一步深化，新能源參與交易方式及價格機制存在持續完善的空間。以電量為標的物的中長期交易存在過度競爭，不能準確體現價格信號，不能有效引導發電計劃的制定。市場化價格機制需進一步完善優化。
(六)現貨市場的必要性
一是協調電熱矛盾、風火矛盾，探索現代能源體系。
黨的十九大報告提出，要構建清潔低碳、安全高效的現代能源體系。習近平總書記指出“要把現代能源經濟這篇文章做好，緊跟世界能源技術革命新趨勢”。蒙西地區供熱需求與電網平衡，新能源消納與火電調峰矛盾突出，通過現貨市場建設，探索建立不同能源協同互補、清潔能源充分消納的現代能源體系。
二是加強系統優化，提高運行效率
現貨市場在日前制定發電計劃，能夠緊密跟蹤電力系統的運行狀態，保障電網安全穩定運行，提升系統運行效率。蒙西地區的新能源裝機比例高，長周期發電計劃不確定性因素多。現貨市場交易周期短，可以較為準確地測算機組運行狀態和開機條件，有效降低因新能源波動而產生的系統運行風險，協調優化多種電源，提升系統運行效率。
三是量化價格信號，引導投資規劃
現貨市場通過充分競爭生成完整的價格信號，可以為資源優化配置、規劃投資、中長期電力交易提供量化參考。現貨市場的價格信號，能夠真實反映電力商品價值，引導電力投資與消費，對電網、電源規劃乃至地區產業集群、工業項目規劃建設都具有重要意義。
四是完善交易機制，推進市場體系建設
現貨市場是內蒙古電力多邊交易市場體系的重要組成部分。通過中長期交易日分解，逐步建立日前現貨市場交易機制、輔助服務市場，適時開展日內、實時市場，進一步鼓勵新能源市場化競爭，促進新能源消納，構建中長期與現貨協調融合的電力多邊市場體系。
綜上所述，堅持以促進自治區經濟社會發展為導向，以打造現代能源經濟體系為目標，以促進可再生能源消納為重點，積極穩妥開展現貨交易市場建設，持續有序推進“共享共贏”的電力多邊市場體系建設進程，滿足自治區經濟高質量發展需求。
二、指導思想和基本原則
(一)指導思想
深入貫徹黨的十九大和十九屆一中、二中、三中全會精神，落實習近平總書記“把現代能源經濟這篇文章做好”的指示，按照國家深化電力體制改革的總體部署和自治區經濟發展總體規劃，遵循《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）和《國家發展改革委國家能源局關于印發電力體制改革配套文件的通知》（發改經體〔2015〕2752號）文件精神，堅持中國特色社會主義市場經濟改革方向，堅持創新、綠色、協調、開放、共享五大發展理念，圍繞發揮電力優勢、提高電力服務、推進電力行業供給側結構性改革，以構建有效競爭的電力市場結構和市場體系為中心，以市場交易面臨的問題為導向，在電力多邊市場框架下加快建立電力現貨市場，完善市場機制，豐富交易品種。依據《國家發展改革委 國家能源局關于同意內蒙古自治區開展電力體制改革綜合試點的復函》（發改經體[2016]154號）要求，穩中求進推進電力市場化工作，構建內蒙古電力多邊交易市場體系，提升資源優化配置效率，促進可再生能源消納，確保蒙西電網安全穩定運行，推動自治區經濟結構轉型和產業升級，服務自治區經濟社會高質量發展。
(二)基本原則
1.堅持以解決問題為導向，深化發展。
現貨市場建設立足于內蒙古電力多邊交易市場多年穩步發展的堅實基礎，著力于解決市場深化發展面臨的突出問題，構建中長期交易、現貨交易協調運作的總體框架，完善日前現貨市場交易機制、輔助服務市場機制，適時建立日內市場，最終建成共享共贏的市場體系。
2.堅持以穩中求進為主線，風險可控。
遵循市場經濟的客觀規律，按照電力工業的發展特點，充分考慮電網、電源、負荷需求及經濟社會發展等多種因素，開展貼近運行實際及市場現狀的仿真計算，在確保電力系統安全運行和電力可靠供應的基礎上，穩中求進推動現貨市場建設。
3.堅持以公平公正為準則，合規運行。
嚴格執行國家法律、法規和行業標準、規范，嚴格遵守各項規章制度，依法合規履行工作程序，維護電力市場公平、公正、公開，保障市場主體的合法權益，營造有效競爭的市場環境，促進電力市場健康發展。
4.堅持以節能環保為目標，綠色發展。
鼓勵清潔能源參與市場競爭，探索可再生能源電力綠色證書、碳交易市場機制，打造全國清潔能源消納示范區，促進自治區能源結構優化，實現綠色發展。
三、總體目標和建設內容
(一)總體目標
從內蒙古自治區經濟社會和電力行業發展實際出發，著力構建適應自治區電力體制和蒙西電網特點的主體多元、競爭有序、公平公正的電力市場結構。持續完善電力多邊交易市場體系，充分發揮市場在電力資源配置中的決定性作用，加快構建中長期交易、現貨交易協調運作的市場化電力電量平衡機制，以進一步釋放改革紅利、全面提高電力系統運行效率、不斷提升電力安全可靠水平，在滿足自治區經濟社會發展對電力需求及電力外送的前提下，通過政策引導、市場交易、技術支撐等路徑優化發用兩電側，逐步實現最優發電調度、最大用電效益，實現自治區電力行業綠色健康可持續發展，促進自治區工業經濟發展和產業結構調整，更好地服務自治區經濟社會高質量發展。
近期目標：逐步完善現貨市場建設的各項基礎條件，在電力多邊市場的框架下，建立中長期交易電量日分解機制，完善發電計劃編制，為構建發電側單側競爭的日前現貨市場創造條件；初步建立新能源市場化消納機制；啟動調峰輔助服務市場運行；開展日前替代、抽蓄交易等準現貨交易品種；完善技術支持系統，建立交易、調度、營銷、財務有機銜接并與監管系統互聯的信息系統；適時啟動現貨市場模擬運行，為試運行奠定技術基礎。
中期目標：構建以“中長期電量交易、現貨系統優化”為主要特征的中長期交易和現貨交易協調運作的電力市場機制。在中長期交易日分解基礎上，開展發電側單側競爭的日前現貨市場，實現電力市場指導下的電網優化運行；建立安全約束下的現貨市場出清機制和阻塞管理機制；全面推進新能源參與市場競爭；建立發用兩側負荷曲線金融或物理匹配機制；實現中長期交易、現貨交易和輔助服務交易的融合協同。
遠期目標：建立“中長期交易規避風險，現貨交易發現價格”的電力市場機制，推進電能量和輔助服務在現貨市場中一體優化、聯合出清；進一步通過市場手段促進清潔能源消納，發揮市場在資源配置中的決定性作用；全面提升蒙西電網的規劃、投資、建設和運行效率，實現市場化改革程度達到全國領先水平。
(二)建設內容
蒙西電網電力現貨市場的建設工作分三階段組織實施。
1. 起步階段（2018年-2019年6月）
（1）進一步完善交易機構和調度機構設置，建立滿足現貨市場運行需要的交易、調度協同運作機制，厘清交易機構和調度機構的工作界面。
（2）進一步完善電力多邊交易市場中長期交易機制；完善以合同轉讓交易為代表的二級市場機制，探索建立電力多邊市場差價合約機制。
（3）建立中長期交易與日前現貨交易相銜接的電量分解機制并完善發電計劃編制。
（4）為提高電網新能源消納能力，啟動調峰輔助服務市場；組織新能源和自備企業等市場主體開展市場化交易。
（5）擬定現貨市場運營規則。
（6）開展市場運行仿真與紅利、風險分析，建設市場運行模擬與測試的仿真平臺，完成市場運行模擬。
（7）搭建交易、調度、財務、營銷等信息系統“統一標準、統一接口”的電力現貨市場技術支持平臺。
（8）培育合格市場主體，加強對市場成員的培訓和宣貫。
2. 完善階段（2019年7月-2020年）
（1）進一步完善電力多邊交易市場體系，建立市場主體以電力曲線為標的物的合同簽訂模式，發用雙方按規則分解合同曲線。
（2）探索建立發電側單側競價的日前現貨市場；基于中長期交易的電量分解計劃，結合發電側的競價申報，制定日前的開機機組組合，并形成機組的日發電曲線。
（3）進一步完善新能源消納的市場機制，加強新能源企業功率預測，超出保障性電量的部分在參與中長期交易的基礎上，鼓勵參與現貨市場交易；開展新能源與低谷供熱負荷等新興市場成員的交易。
（4）擴大市場參與主體，適時引入抽水蓄能電站，探索研究新能源與抽蓄電站間市場化交易模式，依次開展調頻、備用等新的輔助服務交易品種；按照“誰受益、誰付費”的原則，建立輔助服務的市場化交易機制。
（5）探索建設日內、實時/平衡的現貨市場，條件具備時可開展市場交易。
（6）進一步完善電力現貨市場技術支持平臺建設。
3. 成熟階段（2021年-遠期）
（1）全面放開發用電計劃，逐步擴大市場準入范圍，深化中長期交易。
（2）完善現貨市場建設，構建與中長期交易高效協調的現貨市場交易機制，持續深化售電市場改革，實現發電側、用電側的雙向競爭參與，促進現貨市場在更大范圍內的資源優化配置。
（3）完善輔助服務市場建設，建立輔助服務與電能量交易的聯合優化機制，明確用戶承擔相應輔助服務的責任。
（4）探索建立新能源電力綠色證書、碳交易市場機制，與現有的電力市場協同開展。
（5）將需求側響應、電供熱、充電樁、儲能等新的市場主體納入競爭機制；探索建設適應用戶管理、提高終端用電效率的用電管理系統和需求響應系統，實現與電力交易系統的互聯互通。
四、現貨市場方案
為適應市場建設和發展，滿足中長期交易和現貨交易的平穩過渡和有序銜接，本方案以市場建設全流程為框架，按照總體部署、重點突破、穩妥推進、試點先行的要求，設計蒙西電力市場機制體系。
(一)市場成員
市場成員包括各類發電企業、電網企業、售電企業、電力用戶和市場運營機構。其中，參與交易的市場主體為各類發電企業、售電企業和電力用戶等；電網企業指運營輸配電資產的輸配電服務企業；市場運營機構為交易機構和調度機構，交易機構主要負責市場和系統的經濟性，調度機構主要負責市場和系統的安全性。
(二)市場銜接
內蒙古電力多邊交易市場主要開展中長期交易與現貨交易。其中，中長期交易包括跨省跨區中長期交易、省內中長期交易、合同轉讓交易三種類型。現貨交易則主要包括日前現貨交易、日內現貨交易、實時/平衡市場和輔助服務交易四種類型。
在現有中長期交易體系的基礎上，引入中長期合同電量的分解執行的方式，實現中長期交易與現貨交易的高效銜接。初期，發用雙方不具備分解發用電曲線時，由市場運營機構負責中長期合同電量的分解執行。將發電企業年度計劃電量與中長期合同電量疊加，形成不同發電企業的分月電量計劃（含年度計劃與中長期合同兩個分量），進而細化至每日的分時電力曲線。日前市場中，發電機組根據日前預測偏差申報電力曲線調整意愿與價格。市場初期，用電側的需求通過負荷預測確定；具備條件后，允許電力用戶結合自身需求的變化參與現貨市場。
(三)交易品種
現貨交易品種及其組織方式具體如下：
1.日前現貨交易
起步階段（2018年-2019年6月）建立新能源與常規火電機組、自備企業等市場主體的日前交易機制；完成發電側中長期交易合同日分解規則。
完善階段（2019年7月-2020年）開展發電側單側競價的日前現貨交易。發電企業基于中長期交易的電量分解計劃，申報發電機組出力調整意愿與價格。用電側的需求通過負荷預測確定，并確保在現貨市場開市之初即向市場公布競價日的全網負荷曲線和新能源的出力預測曲線。條件成熟后，逐步探索用戶側中長期交易日分解規則。
成熟階段（2021年-遠期），在日前現貨市場中，發電側須申報交易量價曲線及啟停價格、空載價格及發電能力上下限等信息，用電側須申報運行日用電曲線與價格敏感情況等信息。獲得市場成員的申報數據以后，考慮電網運行和機組運行的約束條件，形成次日系統的開機組合與發電曲線，并計算分時邊際電價。
2.日內現貨交易
完善階段（2019年7月-2020年）日前現貨交易開展成熟之后，按需適時啟動日內現貨交易。在開展日前市場交易之后，根據日內市場的供需變化，以市場主體的日前報價為依據，在考慮電網和機組運行約束條件的基礎上進行偏差滾動的交易匹配。日前現貨市場上中標的發電企業，申報信息封存至日內現貨市場。用電側的需求通過負荷預測確定，也允許具備條件的電力用戶在日內申報需求調整意愿，申報信息封存至日內現貨市場。在日內現貨市場組織過程中，全網的負荷變化需求和新能源的出力調整曲線須向市場成員滾動公布。
成熟階段（2020年-遠期），具備條件后，發電企業申報交易日內的調整競標價格，用電側可結合自身需求的變化或者需求響應能力申報。發電側與用電側的申報意愿匯總后，在考慮電網和機組運行約束條件的基礎上進行滾動的交易匹配。
3.實時/平衡市場
成熟階段（2020年-遠期），基于日內滾動優化所形成的交易計劃，根據日前或日內市場發電側、用電側所封存的價量申報信息或預測信息，對機組的實時出力曲線進行小幅調度，通過自動發電控制系統下發實時發電曲線，并于事后計算分時電價。
4.有償輔助服務交易
起步階段（2018年-2019年6月），啟動調峰輔助服務市場。公用火電機組按照調峰輔助服務市場交易規則申報交易信息，形成日前發電計劃；在實時運行中，根據電網運行實際情況結合機組報價信息出清。
完善階段（2019年7月-2020年），建立輔助服務市場化交易機制，按照“誰受益、誰付費”的原則，逐漸明確電力用戶承擔相應輔助服務的責任，并分攤相關服務的費用。在調峰輔助服務市場的基礎上，依次引入調頻、備用等新的交易品種，以集中競價的方式組織市場交易。
成熟階段（2021年-遠期），完善輔助服務市場建設，探索建立輔助服務與電能量交易的聯合優化機制。在具備條件的基礎上，將需求側響應、電供熱、充電樁、儲能等市場主體納入競爭機制，以此激勵更多的市場主體參與調峰；同步完善無功、黑啟動等輔助服務的市場招標機制。
(四)阻塞管理
調度機構應按規定，在不同環節的現貨市場開市之前更新或公布電網檢修計劃、通道輸送能力等相關信息；交易機構應根據調度機構所公布的運行信息更新市場出清計算的約束條件。采用事前主動引導、事中嚴格出清、事后結算偏差的市場化模式解決阻塞問題。
阻塞管理應在滿足系統安全約束的基礎上，堅持經濟調度的優化目標，確保信息公開與執行公平。由于進行阻塞管理而改變的市場交易結果，調度機構需按照市場規則進行相應的解釋說明。
(五)價格機制
1.基數電量的電價執行國家批復價格。
2.市場電量中，協商交易成交電量的電價由購售雙方協商形成，集中競價中標電量的電價由市場出清形成。
3.現貨市場的電價機制應根據市場仿真情況確定。發電側可采用節點或區域電價；用電側在起步階段可采用區域或系統加權平均電價，之后根據市場仿真及模擬運行的情況決定采用節點或區域電價。
4.電網輸配電價按照政府價格主管部門公布的相關文件執行。
(六)計量結算
1.計量
參與內蒙古電力多邊市場交易的全體市場主體需按照《內蒙古電力（集團）有限責任公司關口電能計量裝置管理辦法》，裝設符合要求電能量關口計量裝置，并經相關部門驗收合格。
2.結算
（1）發電側結算
發電企業的中長期交易合同，包括優先發電電量、基數發電電量與中長期交易電量，按照實際電網統調發電曲線的日計劃電量分解為日結算曲線，根據實際發電上網電量進行相應結算。
優先發電電量、基數電量價格按政府批復電價執行，中長期交易價格和電量按合同約定執行。
日前現貨市場出清結果與分解形成的日結算曲線之間的偏差量，按照日前市場的分時電價進行結算。
發電機組實際出力與日前現貨市場出清結果之間的偏差量，按照日內現貨市場的分時電價進行結算。
實時自動調度的發電機組實際出力與日內形成的發電計劃曲線之間的偏差量，按照對應時刻的分時電價進行結算。
（2）用電側結算
根據市場運行情況，用電企業可基于中長期交易合同日分解曲線申報日用電調整需求。用電側實際用電與日前現貨市場中標的需求曲線之間的偏差量，按照對應時刻的分時電價進行結算。
(七)系統建設
技術支持系統將包括對電力市場的數據計量、信息發布、市場申報、合同的分解與管理、交易計劃的編制、安全校核、執行跟蹤、市場出清、輔助服務、市場結算、市場監視、市場分析、市場模擬推演等現貨市場全業務功能，相關輔助功能包括系統負荷預測、母線負荷預測、新能源預測和需求側響應等。
蒙西電網電力現貨技術支持系統分三階段建設。
起步階段（2018年-2019年6月）主要建設功能包括：市場成員管理、數據管理、市場申報、信息發布、中長期電量分解、日前市場、輔助服務市場、安全校核、市場評估分析、外部系統交互、系統負荷預測等。
完善階段（2019年7月-2020年）主要建設功能包括：長周期機組組合、日前市場完善、日內市場、輔助服務市場完善、市場風險管控、市場成員服務、母線負荷預測、新能源預測、需求側響應等。
成熟階段（2021年-遠期）主要建設功能包括：日前市場完善并支持發用電雙側報價出清、實時市場、輔助服務市場進一步擴充交易品種實現與電能量市場聯合出清、市場監管等。
(八)風險防范
1. 開展市場仿真分析。委托相關科研院所組織開展市場仿真，預測預警市場的潛在風險，提出應對措施，做好現貨市場試點的成本-收益分析，細化測算市場紅利。
2. 加強市場運行檢測。建立市場力分析評價指標體系，加強市場力監測，采取事前預防、事中監測、事后評估和考核通報等措施防控市場操縱行為，對報價明顯偏離成本的加強監視。
3. 加強電力系統安全裕度管理。規范細化電網安全運行控制標準，全面覆蓋市場環境下電網安全穩定運行需要；完善制定電網輔助服務標準，保障市場環境下充足的輔助服務調用裕度。
4. 加強電力交易平臺安全穩定運行管理。結合市場成員需求，完善數據網絡、安全防護等基礎設施配置方案，確保平臺、用戶交互數據滿足安全性、私密性等信息安全要求。
5. 推動建立交易能力保證與價格限制制度。參與現貨交易的市場主體須證明自身具備進行交易結算的現金流水平，以降低市場結算風險。視市場穩定情況，按需對中長期市場與現貨市場實施限價，以降低市場價格風險。
6. 完善電力應急保障機制。加強電力應急調度，當系統發生緊急事故時，調度機構按安全第一的原則處置，相關成本各方合理分擔。特殊情況下，政府有關部門、國家能源局派出機構可依照相關規定和程序暫停市場交易。市場中止時市場清算價格由交易機構根據市場規則確定并公布。
7. 建立信用評價體系。建立針對發電企業、電網企業、售電企業和電力用戶等市場成員的信用評價體系，嚴重失信行為納入不良信用記錄，信用評價結果向社會公示。
(九)市場監管
國家能源局華北監管局會同自治區政府有關部門，根據職能依法履行電力現貨市場監管職責，對市場主體有關市場操縱力、公平競爭、電網公平開放、交易行為等情況實施監管，對交易機構和調度機構執行市場規則的情況實施監管。切實加強電力行業及相關領域科學監管，完善電力監管組織體系，創新監管措施和手段。按照電力現貨市場監管的需要，構建電力現貨市場監管指標體系，并根據監管指標查閱相關市場信息。
隨著市場化建設的深入和監管要求的提高，監管機構可邀請獨立的第三方機構對電力市場運行和電網調度運行進行常態化的過程評估，對市場運營結果進行全面深入的分析，對市場成員的行為進行模擬研究，并對市場運行的規則及模式提出相應的改進建議等。
(十)信息披露
按照信息的保密要求和公開范圍，電力交易平臺上的市場信息可以分為公眾信息、公開信息、私有信息和交換信息四大類。信息披露需遵循及時、公平、準確、完整的原則，為信息公開創造良好條件。市場成員應配合提供相關數據和信息，并對信息披露的真實性、準確性和完整性負責。為保證市場信息安全，市場成員應按照各自的訪問權限對市場運營信息進行訪問。
五、組織實施
(一)加強組織領導
在國家能源局和自治區政府的共同領導下，依據《內蒙古自治區電力體制改革綜合試點方案》（發改經體〔2016〕2192號）及《關于成立蒙西電力現貨交易市場推進工作領導小組的通知》，建立健全以自治區經信委（自治區市場建設第一責任單位）和國家能源局派出機構統籌組織協調、自治區相關職能部門積極配合、重點電力企業保障落實、交易機構（自治區市場建設實施牽頭單位）具體實施的市場建設工作機制，研究部署重大決策，協調解決重大問題，加強對蒙西電網電力現貨市場建設問題的審議，推動制定切實可行的工作方案和有關配套措施，確保方案明確的各項工作任務按時保質完成。
(二)細化任務落實
自治區市場建設第一責任單位應分解落實目標任務，明確進度安排協調和目標考核機制，精心組織實施。交易機構作為實施牽頭單位，應會同調度機構共同制定細化工作計劃，組織有關單位具體實施；相關電力企業應充分發揮市場主體作用，積極有序推進重點項目前期論證工作。各機構、部門具體分工如下：
1. 交易機構將在政府監管下為市場主體提供規范、公開、透明電力交易服務。主要負責市場交易平臺的建設、運營和管理；市場交易規則的研究；負責為市場主體提供注冊及信息管理服務；中長期交易及日前交易組織和管理；配合調度機構組織輔助服務交易；監視和分析市場運行情況，進行市場交易計算工作并及時上報；按規定向市場成員提供結算憑證和相關服務，并及時披露市場有關信息。
2. 調度機構負責在政府監管下為市場主體提供規范、公開、透明的電網運行信息，履行調度機構和市場運營機構職能，與交易機構共同開展日前交易市場；負責系統電力電量平衡，確保電網安全穩定運行；負責日內、實時交易和輔助服務市場建設和運行。
(三)保障機制建立
應建立起電力多邊交易市場保障機制，確保市場積極、穩妥、有序、高效運行：
1.組織保障
一是建立國家層面同地方層面協調配合的工作機制。國家發展改革委、國家能源局會同自治區政府電力相關部門，應貫徹國家有關政策精神，積極牽頭電力現貨市場建設，全面統籌多方資源，推動運營和管理等組織工作的落實，保障電力現貨市場順利啟動、有序運行。
二是建立市場成員之間的協調配合工作機制。內蒙古電力（集團）有限責任公司應積極推動開展電力現貨市場試點相關工作，并給予充分的人、財、物支持。交易機構與調度機構應明確分工、協同配合，交易機構主要負責市場和系統的經濟性，調度機構主要負責市場和系統的安全性。
2.資金保障
部署并建立基本的資金保障制度，落實資金來源，為電力市場的方案、規則編制，仿真模擬計算，技術支持系統建設、計量配套設施升級等工作提供支撐，具體資金規模應提前做好測算與預算工作。在市場建設進程中，切實加強財政預算管理，視實際情況需求修正、加強財政支持。現貨市場建設啟動階段的相關資金支持可由內蒙古電力（集團）有限責任公司墊支，后續通過交易費用、成本分攤等方式向市場成員回收。
3.人力保障
組建復合型專家團隊，建立專家團隊預審機制，對現貨市場試點方案及配套文件進行充分的研討和論證。同時，開展全市場仿真（或經濟性分析）與財務信用風險分析，仿真分析結果報送國家發改委與國家能源局，以保障現貨市場交易與電力系統運行平穩銜接。
合理擴充并優化市場運營機構的人員構成，構建滿足現貨市場功能組織的功能框架與相應的人力配套。
4.技術保障
為滿足中長期、現貨市場運行和市場監管要求，應遵循國家明確的基本交易規則和主要技術標準，對現有的信息系統進行升級改造，建設實行統一標準、統一接口的技術支持平臺。
營銷系統應提供用戶側相關計量數據，以支持結算及市場分析與預測功能；調度系統應能提供系統供需情況、實時電網模型及實時量測信息、電網校核信息、電網檢修信息、發電運行信息等，為電力市場經濟調度優化及安全校核提供數據支撐；交易系統應滿足電力中長期市場和電力現貨市場不同交易模式的要求。主要功能包括市場注冊、外部數據接入、中長期交易計劃分解、中長期可靠性機組組合、日前市場邊界信息發布、日前市場報價、日前市場出清、日前市場結果發布、實時市場報價、日內市場出清、日內市場結果發布、實時市場出清、實時市場結果發布、市場結算等。財務系統應根據政策和交易價格信息提供電費結算信息，積極配合電價體系建設及電價電費監管等。各部門機構應加強系統間數據交互的一致性、及時性、穩定性和準確性。
(四)起步階段時間安排
2018年10月，印發蒙西電力現貨市場試點方案；
2018年12月，印發蒙西電力現貨市場運營規則，完成電力現貨市場仿真工作，初步建成電力現貨市場技術支持系統平臺；蒙西電力現貨市場具備初步運行條件；
2019年6月，蒙西電力現貨市場啟動試運行。
2019年12月，聯合市場營銷與財務部門，構建統一信息交互平臺，實現數據互傳、信息共享，初步具備用戶側合同電量日分解條件。
六、附件
附件1：階段任務成果
階段任務成果如下表所示：
表1 蒙西電網電力現貨市場階段任務及成果
附件2：名詞解釋
1.市場成員：即市場參與者，包括市場主體、電網企業和市場運營機構。市場主體包括各類發電企業、售電公司和電力用戶；電網企業指內蒙古電力（集團）有限責任公司；市場運營機構為電力交易機構和電力調度機構。
2.基數電量：即現有年度基數電量，指政府部門下達給發電企業的年度（月度）電量計劃，執行政府定價。
3.中長期交易：對未來某一時期內交割的電力產品或服務的交易，包含數年、年、月、周、多日等不同時間尺度。中長期交易合同包括實物合同和財務合同。
4.現貨交易：通過交易平臺在日前及更短時間內集中開展的次日、日內至實時調度之前電力交易活動的總稱。現貨市場交易標的物包括電能量、調頻服務、備用服務等。
5.輔助服務市場：為維護系統的安全穩定運行、保證電能質量，由發電企業、電網經營企業和電力用戶等提供除正常電能生產、傳輸、使用之外的市場化輔助服務的市場，具體包括調頻、備用、黑啟動等市場。
6.節點電價：在現貨電能交易中，為滿足某一電氣節點增加單位負荷導致的系統總電能供給成本的增加量。節點邊際電價由系統邊際電價、阻塞價格和網損價格三部分構成。
7.系統電價：指在電力現貨交易中，按照報價從低到高的順序逐一成交電力，使成交的電力滿足系統負荷需求的最后一個電能供應者的報價。
8.分區電價：當電網存在輸電阻塞時，按阻塞斷面將市場分成幾個不同的分區（即價區），并以分區內邊際機組的價格作為該分區市場出清價格，即分區邊際電價。
9.市場力：市場成員操縱市場價格、使之偏離市場充分競爭情況下所具有的價格水平的能力。
10.市場出清：電力市場通過競爭定價確定中標量和中標價，實現供需平衡的市場狀態。
11.市場結算：根據市場規則，對市場主體應支付或獲取的電能量和輔助服務進行費用的結算。
12.安全校核：校核由市場出清預先形成的無約束交易結果是否滿足網絡安全穩定的約束條件的過程。
13.市場監管：根據有關法律、法規和規章，電力監管機構遵循市場規律對市場主體和市場運營機構及其遵守電力市場運營規則的行為進行的監督和管理，以實現電力市場競爭的合理、有序、公正、公平和公開。
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