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《通知》指出，《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）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)要求適時進入電力市場。
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，領跑者項目1500小時，按照蒙西地區(qū)燃煤基準價結算；競價價格低于蒙西地區(qū)燃煤基準價的光伏發(fā)電項目，1500小時以內(nèi)電量按照競價價格結算；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行調(diào)整。競價價格低于蒙西地區(qū)燃煤基準價的新能源發(fā)電項目，按照競價價格結算的電量優(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。
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)電能力對應發(fā)電量，采用用戶側單邊競價、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，用電側按照申報價格由高到低排序直至達到發(fā)電側申報電量，以最后一個電力用戶報價作為出清價格進行市場出清，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)電側交易價格按照蒙西地區(qū)燃煤發(fā)電基準價下浮10%執(zhí)行，用戶側交易價格按照蒙西地區(qū)燃煤發(fā)電基準價上浮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)模由交易機構根據(jù)相關要求和新能源申報發(fā)電能力、預計發(fā)電情況等按月公布，電力用戶可通過參與綠電交易、綠證交易等方式進一步提高新能源消納比例，具體交易辦法另行制定。
原文如下：
關于做好2022年內(nèi)蒙古電力多邊交易市場中長期交易有關事宜的通知
內(nèi)蒙古電力（集團）有限責任公司，內(nèi)蒙古電力交易中心有限責任公司，各有關發(fā)電企業(yè)、售電公司、電力用戶：
為貫徹落實《國家發(fā)展改革委關于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》（發(fā)改價格〔2021〕1439號）、《國家發(fā)展改革委辦公廳關于組織開展電網(wǎng)企業(yè)代理購電工作有關事項的通知》（發(fā)改辦價格〔2021〕809號）、《國家發(fā)展改革委國家能源局關于印發(fā)<售電公司管理辦法>》（發(fā)改體改規(guī)〔2021〕1595號）等國家有關文件精神，加快構建以新能源為主體的新型電力多邊交易市場，切實做好2022年內(nèi)蒙古電力多邊交易工作，確保電力市場有序推進，充分發(fā)揮電力市場對穩(wěn)定經(jīng)濟增長、調(diào)整產(chǎn)業(yè)結構的作用，現(xiàn)將2022年內(nèi)蒙古電力多邊交易市場中長期交易關事宜通如下：
一、交易規(guī)模
落實國家放開發(fā)用電計劃和推動工商業(yè)用戶全部進入市場的有關文件精神，考慮2022年蒙西電網(wǎng)全社會用電量的增速，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。
二、有序擴大市場交易范圍
（一）拓展市場主體范圍
發(fā)電企業(yè)：符合電力市場準入要求的蒙西電網(wǎng)現(xiàn)役燃煤機組及風電、光伏發(fā)電場站。地調(diào)公用燃煤機組應滿足電網(wǎng)調(diào)度與計量條件，滿足條件的地調(diào)公用燃煤機組，可直接參與交易；不滿足條件的地調(diào)燃煤機組作為電網(wǎng)公司代理工商業(yè)電源，發(fā)電量按照電網(wǎng)公司代理工商業(yè)價格執(zhí)行。《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）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)要求適時進入電力市場。
電力用戶：除居民（含執(zhí)行居民電價的學校、社會福利機構、社區(qū)服務中心等公益性事業(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；同一企業(yè)擁有需要分別參與不同交易的多個用電類別（包括高耗能企業(yè)的非生產(chǎn)用電），若能夠按照戶號為單元單獨計量，可按照不同行業(yè)分別參與市場交易，鼓勵產(chǎn)品涉及多個行業(yè)但無法單獨分戶計量的企業(yè)按照用電類別開展計量改造。
售電公司：按照《國家發(fā)展改革委國家能源局關于印發(fā)<售電公司管理辦法>的通知》（發(fā)改體改規(guī)〔2021〕1595號）文件執(zhí)行，在交易平臺注冊，并按規(guī)定足額繳納履約保函或履約保險等履約保障。參與2022年年度交易的售電公司，應根據(jù)年度交易電量規(guī)模在交易開展前向交易機構補充提交足額繳納履約保函或履約保險的承諾書，內(nèi)蒙古自治區(qū)售電公司履約保函、履約保險相關要求出臺后，于1個月內(nèi)按照相關要求補交履約保函或履約保險。
鼓勵用電量較小、獨立參與市場困難的電力用戶注冊成為零售用戶，通過售電公司代理方式參與交易。零售用戶在電力交易平臺提交市場注冊申請前，需提前與售電公司簽訂直接交易委托協(xié)議，避免注冊成功后由于無售電公司綁定導致的交易風險。
（二）簡化用戶進入市場流程
取消用戶產(chǎn)業(yè)政策、立項、安全、環(huán)保、能效等入市要求，10千伏及以上工商業(yè)用戶可通過注冊、備案、公示等機制進入電力市場參與直接交易。
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)公示后進入市場。已經(jīng)明確暫停交易的煤炭企業(yè)用電量按要求參與其他電力交易。已按要求辦理停產(chǎn)手續(xù)的煤炭企業(yè)需在每月10日前向交易機構提交停產(chǎn)手續(xù)和調(diào)整交易類別的申請，經(jīng)交易機構確認后不再執(zhí)行“基準交易價+浮動交易價”市場機制，其用電量按要求參與其他電力交易。
三、保量保價優(yōu)先發(fā)電電量合同
（一）合同簽訂
保量保價優(yōu)先發(fā)電量合同視為發(fā)電企業(yè)與電網(wǎng)公司簽訂的中長期交易合同，按照中長期交易合同執(zhí)行合同轉(zhuǎn)讓及結算。保量保價優(yōu)先發(fā)電電量根據(jù)自治區(qū)優(yōu)先發(fā)電計劃安排，由交易中心組織電網(wǎng)公司與相關發(fā)電企業(yè)簽訂合同。保量保價優(yōu)先發(fā)電電量合同以年度為周期簽訂，根據(jù)優(yōu)先發(fā)電安排確定合同電量及電廠簽訂范圍。交易機構根據(jù)每月電量采購規(guī)模及典型負荷曲線，在區(qū)內(nèi)直接交易開市前，發(fā)布相關發(fā)電企業(yè)保量保價優(yōu)先發(fā)電電量合同月分解電量、電力曲線。電網(wǎng)公司根據(jù)每月電量采購規(guī)模及典型負荷曲線，在區(qū)內(nèi)直接交易開市前，向交易機構提供相關發(fā)電企業(yè)保量保價優(yōu)先發(fā)電電量合同月分解電量、電力曲線，并由交易機構向發(fā)電企業(yè)公布。
（二）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)風電保量保價優(yōu)先發(fā)電計劃小時數(shù)1100小時、特許權項目2000小時，按照蒙西地區(qū)燃煤基準價結算；競價價格低于蒙西地區(qū)燃煤基準價的風電項目，2000小時以內(nèi)電量按照競價價格結算；除上述電量外風電項目所發(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，領跑者項目1500小時，按照蒙西地區(qū)燃煤基準價結算；競價價格低于蒙西地區(qū)燃煤基準價的光伏發(fā)電項目，1500小時以內(nèi)電量按照競價價格結算；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行調(diào)整。競價價格低于蒙西地區(qū)燃煤基準價的新能源發(fā)電項目，按照競價價格結算的電量優(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。
四、區(qū)內(nèi)直接電力交易
（一）用戶分類
區(qū)內(nèi)用電企業(yè)直接交易按照用戶行業(yè)分為一般行業(yè)用戶、高耗能行業(yè)用戶、煤炭用戶，各類別電力用戶可按照交易周期分別組織開展交易。
（二）年度交易
蒙西電網(wǎng)高耗能行業(yè)用戶（包括被售電公司代理的用戶）全部參加2022年年度交易，售電公司可以參與年度交易。高耗能行業(yè)用戶和參加年度交易的售電公司在開展年度交易前向交易機構申報全年預計用電量（代理電量），高耗能電力用戶年度交易電量不得低于前三年平均用網(wǎng)電量的80%，售電公司年度交易電量不得低于所有代理用戶前三年用網(wǎng)電量平均值之和的70%，并力爭通過后續(xù)月度合同簽訂保障中長期合同簽約電量不低于用前三年用電量平均值的90%-95%。若高耗能行業(yè)用戶2022年全年交易電量無法達到上述電量比例要求，按照其全年預計用電量參與年度交易。年度交易優(yōu)先開展協(xié)商交易，協(xié)商交易結束后，未成交電量以及未參與協(xié)商交易的電力用戶均可以參加掛牌交易。掛牌交易按照用電側掛牌，發(fā)電側摘牌的模式開展。
考慮2021年電力市場價格波動較大，鼓勵市場主體在簽訂2022年年度中長期交易合同時首先約定初始價格（1月份交易價格），綜合煤炭價格水平、用戶產(chǎn)品價格水平等因素，采用“初始價格+浮動價格”的聯(lián)動模式，分月價格由合同雙方按月申報確認，并可根據(jù)國家發(fā)布的相關合同范本進行調(diào)整，若當月合同雙方?jīng)]有確認新的交易價格，則按照上一次確認的價格執(zhí)行。發(fā)用雙方達成固定交易價格或聯(lián)動交易模式確有困難的，2022年年度交易合同可暫僅約定合同電量及電力曲線，但需要在合同中明確分月合同價格形成機制，合同結算時雙方仍未達成合同價格的，用戶按照當月同類型用戶平均成交電價的1.1倍結算，發(fā)電企業(yè)按照當月同類型發(fā)電企業(yè)平均成交電價的0.9倍結算。如遇國家、自治區(qū)政策調(diào)整，所涉及的電力用戶和發(fā)電企業(yè)已經(jīng)簽訂的年度交易合同需按照相關文件要求進行調(diào)整。
（三）月度交易
蒙西電網(wǎng)所有工商業(yè)用戶均可參加2022年分月開展的月度交易，高耗能用戶月度交易電量上限為年度交易月分解電量的30%；參與年度交易的售電公司月度交易電量上限為年度交易月分解電量的50%；年內(nèi)注冊的高耗能用戶可全電量參與月度交易。未參與年度交易或年度交易未成交的高耗能行業(yè)用戶僅可參與月度集中競價交易；2022年全年用電量無法達到年度交易電量比例要求的電力用戶，超出提交至交易機構的全年預計用電量5%以上電量全部參加月度集中競價交易。
月度交易優(yōu)先開展協(xié)商交易，協(xié)商交易結束后，未成交電量以及未參與協(xié)商交易的電力用戶可以參與掛牌交易。掛牌交易按照用電側掛牌、發(fā)電側摘牌模式開展。掛牌交易結束后，未成交電量可參加集中競價交易，集中競價交易按照峰平谷時段分別組織開展，各時段限價按“分時基準價+上下浮動”設置，平段基準價為蒙西地區(qū)燃煤發(fā)電基準價（煤炭行業(yè)交易平段基準價為指導價格），其他時段基準價浮動比例應滿足相關文件要求。集中競價采用發(fā)電側單邊競價交易模式，即用電企業(yè)報量不報價，作為出清價格接受者，發(fā)電側按照申報價格由低到高排序直至滿足用電需求，以最后一臺中標機組報價作為出清價格進行市場出清。
（四）月內(nèi)交易
市場初期，以旬為周期（每月10日、20日，遇節(jié)假日順延）組織開展增量電量及合同轉(zhuǎn)讓交易。增量電量交易按照集中競價模式開展，交易上限為月度成交電量的5%，首次參與直接交易或調(diào)整交易類別的電力用戶不設交易上限。合同轉(zhuǎn)讓交易可通過協(xié)商、掛牌等交易模式，針對未執(zhí)行合同電量按照用戶、發(fā)電企業(yè)分別組織開展。
（五）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)應向交易機構申報各場站全年發(fā)電能力，經(jīng)調(diào)度機構校核后將全年發(fā)電能力分解到月，月分解電量原則上應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)度機構結合新能源月度發(fā)電總量預估情況，對發(fā)電企業(yè)分解的各場站月度發(fā)電能力進行校核，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)電能力對應發(fā)電量，采用用戶側單邊競價、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，用電側按照申報價格由高到低排序直至達到發(fā)電側申報電量，以最后一個電力用戶報價作為出清價格進行市場出清，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)電側交易價格按照蒙西地區(qū)燃煤發(fā)電基準價下浮10%執(zhí)行，用戶側交易價格按照蒙西地區(qū)燃煤發(fā)電基準價上浮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)模由交易機構根據(jù)相關要求和新能源申報發(fā)電能力、預計發(fā)電情況等按月公布，電力用戶可通過參與綠電交易、綠證交易等方式進一步提高新能源消納比例，具體交易辦法另行制定。
（六）分時交易
1.時段及價格
參與區(qū)內(nèi)直接電力交易的市場主體，在簽訂中長期合同時，應當同時申報交易周期內(nèi)每日96點（每15分鐘）合同電力曲線、96點合同價格，峰谷時段及峰谷平均電價比浮動比例按照《內(nèi)蒙古自治區(qū)發(fā)展和改革委員會關于蒙西電網(wǎng)試運行分時電價政策有關事項的通知》（內(nèi)發(fā)改價費字〔2021〕1130號）中相關要求執(zhí)行。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。
2.形成合同電力曲線
協(xié)商交易由交易雙方協(xié)商約定形成合同電力曲線，掛牌交易由掛牌方提出合同電力曲線，競價交易按照用電企業(yè)申報總曲線及發(fā)電企業(yè)出清電量等比例形成合同電力曲線。合同轉(zhuǎn)讓時，根據(jù)轉(zhuǎn)讓電量意向及原合同電力曲線等比例形成合同轉(zhuǎn)讓電力曲線。
允許年度交易成交雙方在協(xié)商一致的前提下，按月調(diào)整月分解電力曲線，曲線偏差可疊加至合同剩余月份或采取合同電量轉(zhuǎn)讓、回購交易等方式處理。
五、電網(wǎng)公司代理購電交易
（一）代購用戶范圍
區(qū)內(nèi)暫無法直接參與市場交易、未直接參與市場交易以及已直接參與市場交易又退出的用電企業(yè)，可暫由電網(wǎng)企業(yè)代理購電。
（二）代購用戶入市管理
電網(wǎng)代理購電工商業(yè)用戶可按季提交入市申請，每季度最后15日前選擇下一季度起直接參與市場交易，電網(wǎng)企業(yè)應做好企業(yè)注冊與代理關系變更等工作。電網(wǎng)企業(yè)及時推送代理購電工商業(yè)用戶信息，交易機構將市場主體變更信息2日內(nèi)及時告知電網(wǎng)企業(yè)。
（三）交易模式
新能源發(fā)電保量保價電量保障居民、農(nóng)業(yè)用戶用電剩余電量暫作為電網(wǎng)企業(yè)代理工商業(yè)用戶購電電量來源。電網(wǎng)企業(yè)要綜合考慮代理購電工商業(yè)用戶和居民、農(nóng)業(yè)用戶預測用電量以及低價新能源歷史發(fā)電量、新能源保量保價的優(yōu)先發(fā)電電量、未直接參與交易地調(diào)燃煤公用機組歷史發(fā)電量等因素，合理確定采購電量規(guī)模。
電網(wǎng)公司年度代理購電按掛牌方式采購電量，年度掛牌交易電量為電網(wǎng)預計全年采購電量的70%，僅明確電量成交關系，未成交電量按照市場化機組交易比例和剩余交易空間（區(qū)分新能源、火電）等比例分攤。電網(wǎng)公司月度代理購電按集中競價方式采購電量，參與一般用戶與火電企業(yè)交易，以報量不報價方式、作為價格接受者參與市場出清，年度交易月分解電量按月度競價交易出清價執(zhí)行。電網(wǎng)代購用戶與一般行業(yè)用戶分月電量加權平均價格保持一致。
六、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)完成新能源消納責任權重。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，按照相關要求執(zhí)行。
七、其他事宜
（一）對于自治區(qū)明確的高耗能行業(yè)新入市工商業(yè)用戶，建立公示機制。相關用戶所屬行業(yè)公示期間，暫按照公示的行業(yè)參與電力交易，若公示有異議的在公示結束后進行相應調(diào)整。
（二）交易機構抓緊開展市場主體信用評價工作，明確信用評價服務機構，引導市場主體自主交易、公平競爭；嚴禁串通聯(lián)盟，形成價格壁壘，干擾交易秩序，對嚴重違規(guī)交易、拖欠交易電費、違約費用等不誠信行為，納入信用考核管理體系。
（三）按照售電管理相關要求，電力交易機構做好售電公司市場注冊、交易組織、履約保函制度建立以及信用評價管理等工作。對信用評價等級低的市場主體，可采取追加履約保函、暫停交易資格及限期整改等風險控制措施。
（四）交易機構要抓緊開展綠電交易相關工作，鼓勵用電企業(yè)通過證電耦合形式與新能源企業(yè)交易。探索建立發(fā)電側容量回收機制，適時組織開展發(fā)電側容量市場。針對儲能、虛擬電廠等新興市場主體，加強中長期輔助服務交易機制研究。
（五）電網(wǎng)公司要盡快完成發(fā)電及用戶計量表計改造工作，2022年1季度末實現(xiàn)連續(xù)開市計量需求。
（六）電網(wǎng)公司調(diào)控中心應交易開市前提供電網(wǎng)必開機組及其運行方式，對各類中長期交易結果進行安全校核。電力交易中心依據(jù)成交結果制定交易計劃，指導電網(wǎng)運行，電力公司調(diào)控中心要科學安排各類機組運行方式，確保中長期交易合同有效執(zhí)行。
（七）建立電力市場專班，研究內(nèi)容涵蓋中長期交易和現(xiàn)貨交易，由交易機構、學術機構、電網(wǎng)公司代表、發(fā)用電企業(yè)代表構成。專班按月進行市場分析，跟蹤中長期市場、現(xiàn)貨市場運行情況及重大政策變化影響。交易機構可與學術機構簽訂戰(zhàn)略合作協(xié)議，通過科技項目系統(tǒng)研發(fā)等方式取得學術支持。電網(wǎng)公司相關部門應積極向市場專班提供非涉密的電網(wǎng)運行情況及相關數(shù)據(jù)，專班成員不得違規(guī)使用各類數(shù)據(jù)。
交易機構應做好市場交易規(guī)則的培訓解讀工作，做好2022年交易組織工作，指導市場主體簽訂合同、參與電力直接交易。2022年年度交易應于2021年12月31日前組織開市。如遇國家、自治區(qū)政策重大調(diào)整，按照相關文件要求執(zhí)行。
2021年12月24日
原標題：內(nèi)蒙古2022年“保量保價”優(yōu)先發(fā)電量計劃：光伏900小時、領跑者項目1500小時
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