2026年蒙东地区电力中长期市场分析报告

2026年蒙东地区电力中长期市场介绍一、CONTENTS二、外送交易情况及送电形势CONTENTS三、平台操作2一、2026年交易组织安排（一）交易电量规模2026年2026年，预计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）交易组织2026年电力中长期交易包括年度交易、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。3一、2026年交易组织安排1.年度交易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。新年度集中竞价交易新旧用电侧、发电侧。发用电两侧申报平时段电价、用电侧、发电侧。发用电两侧申报平时段电价、峰谷时段电价按照浮动比例要求执行。批发侧分别采购蒙东火电和常规新能源电量。l发电侧，光伏分月申报电量按照典型曲线。l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。l蒙东火电、风电和光伏在同一序列参与交易。4l交易电价按照年度电价上下限约束进行申报。4一、2026年交易组织安排1.年度交易各类型申报曲线形状段1段2段3段4段5段6段7段8段9段10段11段12段13段14段15段16段17段18段19段20段21段22段23段245一、2026年交易组织安排1.年度交易各类型申报曲线形状段1段2段3段4段5段6段7段8段9段10段11段12段13段14段15段16段17段18段19段20段21段22段23段24风电/6一、2026年交易组织安排1.年度交易各类型申报曲线形状段1段2段3段4段5段6段7段8段9段10段11段12段13段14段15段16段17段18段19段20段21段22段23段247一、2026年交易组织安排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、滚动撮合方式开展年度滚动撮合交易新旧l用电侧、发电侧按照分月24时段进行申报电价。未开展年度滚动撮合交易。l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。未开展年度滚动撮合交易。l交易出清后，各月出清电力按照均分方式拆分至各日。l蒙东火电、风电和光伏在同一序列参与交易。l交易电价按照年度集中交易电价上下限约束进行申报8一、2026年交易组织安排1.年度交易9年度、月度交易以2025年年度分月、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。9一、2026年交易组织安排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、滚动撮合方式开展年度滚动撮合交易新旧l用电侧、发电侧按照分月24时段进行申报电价。未开展年度滚动撮合交易。l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。未开展年度滚动撮合交易。l交易出清后，各月出清电力按照均分方式拆分至各日。l蒙东火电、风电和光伏在同一序列参与交易。l交易电价按照年度集中交易电价上下限约束进行申报。l年度滚动撮合交易分月电量需要满足各月最大电量约束。l累计225家发电企业、68家售电公司、20家电力用户和电网公司（代理购电）参与交易。l成交电量276.60亿千瓦时、同比降低5.02%，完成年度交易考核规模的63.87%。达到交易方案要求l成交均价242.76元/兆瓦时，同比降低7.25%。l从发电类型来看，风电成交133.14亿千瓦时、占比44%，成交均价229.08元/兆瓦时、同比降低2.89%。l光伏成交18.74亿千瓦时、占比6%，成交均价271.08元/兆瓦时、同比增长17.52%。l蒙东火电成交124.68亿千瓦时、占比44%，成交均价253.08元/兆瓦时、同比降低11.03%；l分部火电（1月）成交7.89亿千瓦时、占比3%，成交均价244.14元/兆瓦时、同比降低25.16%。l新能源成交151.88亿千瓦时、占比为53%。（成交电量中含区内绿电交易49.64亿千瓦时）l从用电侧类型来看，共计成交电量276.60亿千瓦时、同比降低5.02%，成交均价242.76元/兆瓦时、同比降低7.25%。l直接交易用户交易电量15.50亿千瓦时、占比5.61%，成交均价208.06元/兆瓦时、同比降低18.14%。l售电公司交易电量191.93亿千瓦时、占比69.39%，成交均价239.85元/兆瓦时、同比降低5.63%。l电网公司代理购电电量69.13亿千瓦时、占比24.99%，成交均价258.71元/兆瓦时、同比降低12.01%。l储能（充电）交易电量0.032亿千瓦时、占比0.01%，成交均价34.48元/兆瓦时。l从分月成交电量来看，2-4月份、10-12月份年度中长期成交电量占比低、约占用电需求的61%l从分月成交电价来看，风电大发的1-5月份、9-12月份新能源成交均价221.88元/兆瓦时、较l风电小发的6-8月份新能源成交均价351.66元/兆瓦时、较2025年增长16%，主要原因为电力供l光伏年度交易成交均价同比增长17.52%，主要原因为度夏发电能力较强月份成交电量占比较高，单位：亿千瓦时元单位：亿千瓦时元/兆瓦时2026年蒙东地区区内分月交易情况图一、2026年交易组织安排1.月度交易月度交易中，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、滚动撮合方式开展月度集中竞价交易l用电侧、发电侧（按照分时典型曲线或24时段l用电侧、发电侧。进行交易申报，形成分月分时段合同。（与年度交易不同，不对申报曲线形状进行要求）l发用电两侧申报平时段电价、峰谷时段报曲线形状进行要求）电价按照浮动比例要求执行。l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l批发侧分别采购蒙东火电和常规新能源方式，形成分时合同，各月出清电力按照均分方式拆分至各日。l交易电价按照月度电价上下限约束进行申报。18一、2026年交易组织安排2.月度交易月度交易中，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、滚动撮合方式开展月度滚动撮合交易新旧l用电侧、发电侧按照月24时段进行申报电价。l未开展月度滚动撮合交易。l按照“价格优先、时间优先”的原则滚动出清l未开展月度滚动撮合交易。l交易出清后，各月出清电力按照均分方式拆分至各日。l交易电价按照月度电价上下限约束进行申报。l年度滚动撮合交易分月电量需要满足各月最大电量约束。19一、2026年交易组织安排3.月内交易月内交易包括日滚动撮合、月内（多日）滚动撮合和合同电量转让交易滚动撮合交易l月内滚动撮合交易按工作日连续开展，日滚动撮合交易D-2日开展，标的物为D日24时段电量。l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。l用电侧、发电侧按照月24时段进行申报电价。l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。l交易出清后，各月出清电力按照均分方式拆分至各日。l交易电价上下限为-50至1500元/兆瓦时。一、2026年交易组织安排3.月内交易月内交易包括日滚动撮合、月内（多日）滚动撮合和合同电量转让交易合同电量转让交易l月内合同转让交易按照双边协商方式开展。l交易标的物为D-3日至月底（或多日）合同电量（可自行选择调整日期）。转让标的物为每日电力、系统自动计算转让日电量。l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。l转让针对各交易单元在执行期间的市场化合同（区内和外送，不包括滚动撮合合同优先转出区内市场化合一、2026年交易组织安排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。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%。新能源场站。原则上，年度中长期合约电量应不低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%。一、2026年交易组织安排4.签约比例要求l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%。l并通过后续合同签订，保障每月月度及以上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%。l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。一、2026年交易组织安排5.交易校核要求l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。l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。l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。l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。l新投产用电项目由电网公司依据报装容量和用电需求，出具佐证文件。一、2026年交易组织安排（三）电网代理购电交易l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。l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。l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。l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。一、2026年交易组织安排（四）区内绿电交易l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。l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。l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。一、2026年交易组织安排（五）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。（六）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。2026年蒙东地区区内分月交易情况汇总表单位：亿千瓦时、元/兆瓦时——————————————————一、CONTENTS二、外送交易情况及送电形势CONTENTS三、平台操作类型类型通道类别计划电量成交电量成交比例合计391245.0162.66%优先计划小计-17.7鲁固直流总计-7.7新能源火电-15.2高岭直流总计-9新能源-5.8火电-3.2送辽宁总计新能源火电2送浙江新能源55绿电送上海新能源22非优先计划绿电送北京新能源送江苏新能源绿电送上海新能源3其他计划—l优先计划为354.5亿千瓦时，非优先计划为36.5亿l按通道分，优先计划中鲁固直流214.5亿千瓦时，高岭直流l按送电类型分，优先计划中l按送电类型分，优先计划中火电电量86.4亿l鲁固直流配套风电167.5亿千瓦时，伊穆直l非配套新能源外送50.6亿千瓦时。l新能源外送电量占比78.14%。类型通道类别计划电量成交电量成交比例合计391245.0162.66%优先计划小计354.3227.8864.28%鲁固直流总计214.3-7.7189.488.30%新能源167.57.5164.898.39%火电46.815.224.652.34%高岭直流总计21-921100.00%新能源13.7-5.813.7100.00%火电7.3-3.27.3100.00%送辽宁总计82227.168.73%新能源50204.38.60%火电3222.868.94%送江苏新能源30持平4.0213.40%送浙江新能源554.386.00%绿电送上海新能源222100.00%非优先计划绿电送北京新能源持平7.373.00%送浙江新能源4-2.33.8696.50%绿电送上海新能源32.170.00%绿电送安徽新能源53.8777.40%其他计划—14.500.00%l绿电送北京电量7.3亿千瓦时、成交均价278.61元/兆瓦时。由于送至北京地区输电价格最低，发电侧上网电价最高。绿电送上海电量4.1亿千瓦时、成交均价245.23元/兆瓦时。绿电送安徽电力亿千瓦时、成交均价190.74元/兆瓦时。绿电送江苏4.02亿千瓦时、成交均价197.52元/兆瓦l主要送电月份为2-5、9-11等