风能具有一定的动能，通过风轮机将风能转化为机械能，拖动发电机发电。单个风电机组的构成包括等。当气流吹过风电机组叶片时在叶片正反面形成压差，压差产生的升力令风电机组叶片旋转，并经过风电机组齿轮箱带动发电机转子，由此将空气动能转化为发电机转子的机械动能再进一步转化为电能进行输出。风电机组产生的电能通过升压变压站升压后输送至电网，通过电网输电线路将电能传输到用电端。
风电场是利用风力能源，将气流的机械能转为电能，并将电能进行传输的风力发电机组及输电系统的总称，一般建设在有着非常丰富的风能资源、地形开阔无障碍物的地区。陆上风电场一般由风电机组、箱式变压器、35kV集电线路、升压站以及送出线路等部分所组成。陆上风电机组出口电压经箱式变压器升压至35kV，通过一条或数条35kV集电线路将风电机组进行串联，形成回路，将电力汇集至升压站。在升压站内，主变压器将电压升至110kV或220kV，最后通过 110kV 或 220kV 送出线路将电力并入电网，通过电网企业统一调配完成电力的全部运输过程。
项目公司通常在风电场升压站内建设生产服务楼及库房，供运维人员工作、生活使用。运维人员沿场内道路巡检风力发电机组及其他相关设施，及时开展维修、养护及管理等工作。如风力发电机组的主要部件（如齿轮箱、发电机或完整机舱）要换掉，则需要及时采购相关设备或服务，确保设施正常运作。风力发电机组的维护主要有两种类型，包括定期的检修维护和故障的检修维护。
标的基础设施项目收入绝大部分为售电业务收入。售电业务收入的基本计算公式如下：
即可再次生产的能源补贴部分电价。根据《包头市发展和改革委员会文件》（包发改价字[2016]581 号），华晨风电项目批复电价为 0.49 元/千瓦时（含税），其中国补电价标准为 0.2071 元/千瓦时（含税），标杆电价为0.2829 元/千瓦时（含税）。
根据《关于核定内蒙古送变电有限责任公司察右中旗大板梁风电场一期 49.5MW 风电项目上网电价的批复》（内发改价字[2012]539 号），恒润一期风电项目公批复电价为 0.51 元/千瓦时（含税），其中国补电价标准为0.2271元/千瓦时（含税），标杆电价为 0.2829 元/千瓦时（含税）。
即保量保价上网电量（或称“保障性收购电量”），是保障性收购利用小时数对应的发电量。内蒙古自治区行业主管部门每年会针对区域内不一样风电项目安排一定的保障性收购利用小时数。根据《关于做好2022 年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜的通知》（内工信经运字〔2021〕472 号）、《关于做好 2023 年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜的通知》（内工信经运字〔2022〕472 号）、《关于做好 2024 年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜的通知》（内能源电力字〔2024〕55 号）等文件，2021年- 2024 年 6 月，保障性收购利用小时数分别为 1500 小时、1100 小时、550 小时、300 小时。
即保量保价电价，也即保量保价优先发电电价，保障电价=燃煤标杆电价*（1-新能源风险防范补偿系数）。
根据华晨公司与内蒙古电力（集团）有限责任公司签订的购售电合同中确认，华晨风电项目当地燃煤标杆电价为 0.2829 元/千瓦时（含税）。根据恒润新能源与内蒙古电力（集团）有限责任公司签订的购售电合同中确认，恒润一期风电项目当地燃煤标杆电价为 0.2829 元/千瓦时（含税）。
根据《内蒙古自治区工业和信息化厅关于印发关于调整战略性新兴起的产业电力交易的若干政策的通知》，建立蒙西电力现货市场平衡补偿机制，其中平衡补偿价格依据新能源企业中长期合同价格与其现货市场行情报价的偏差确定；
根据《关于做好 2022 年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜的通知》（内工信经运字〔2021〕472 号）、《关于做好 2023 年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜的通知》（内工信经运字〔2022〕472 号）、《关于做好2024 年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜的通知》（内能源电力字〔2024〕55 号）、《内蒙古自治区能源局关于调整优化2024 年蒙西电力市场交易机制的通知》（内能源电力字〔2024〕206 号）等文件，规定2022 年新能源风险防范补偿系数为 10%；2023 年新能源风险防范补偿系数为15%；
除保量保价电量外，蒙西地区风电项目所发电量均参与电力市场，形成交易电价。
根据《关于做好 2024 年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜的通知》（内能源电力字〔2024〕55 号）规定，“享受可再次生产的能源补贴风电、享受可再次生产的能源补贴光伏仅组织单边竞价交易，由用户侧报量报价、发电侧报量接受价格”。此外，该政策要求新能源发电场站月度中长期合约实际持有比例达到月度发电量 90%。
全天 24 小时以每 15 分钟为时间段进行现货交易出清，时间段内电能电费=时段上网电量*时段现货价格+时段中长期合约电量*（中长期合约价格-用户侧区域结算参考点电价）。月度结算时，对全月每时间段电能电费进行累加再除以月度上网电量，进而得出月度现货交易出清价格。如时段内项目上网电量低于中长期合约电量且时段现货价格高于中长期合约价格，则该时段电能电费为负值。
第三步，新能源风险防范补偿。根据《关于做好2024 年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜的通知》（内能源电力字〔2024〕55 号）、《蒙西电力市场结算指引（2023 年试运行 V3.0 版）》，新能源风险防范区间为 0.8-1.15 倍。该机制触发条件为：当国补项目月度现货交易出清价格低于该场站当月中长期合约价格的0.8倍（或高于 1.15 倍）时，触发新能源风险防范补偿，该国补项目本月月度现货交易结算价格为当月中长期合约价格的 0.8 倍（或1.15 倍）；当月度现货交易出清价格介于 0.8 与 1.15 倍之间时，不触发该机制，按实结算，该国补项目本月月度现货交易出清价格即为现货交易结算价格。
2024 年 2 月份，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司印发《关于内蒙古电力市场绿色电力交易试点方案的复函》（发改办体改〔2024〕82号），正式同意《内蒙古电力市场绿色电力交易试点方案》，明白准确地提出“《方案》是贯彻落实《国务院关于推动内蒙古高水平发展奋力书写中国式现代化新篇章的意见》（国发〔2023〕16 号）的具体举措，自治区各有关部门要以新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的二十大和二十届二中全会精神，为经营主体提供功能健全、友好易用的绿色电力交易服务，全面反映绿色电力的环境价值，引导全社会形成主动消费绿色电力的共识，充分激发供需双方潜力加快绿色能源发展。”内蒙古自治区成为继国家电网、南方电网之后国家批复同意的第 3 个绿电交易试点。
2024 年 3 月起，内蒙古电力多边交易市场首次启动绿色电力交易，根据《内蒙古电力多边交易市场绿色电力交易实施细则（试行）》（以下简称“《内蒙古绿电交易细则》”），将绿色电力交易（以下简称“绿电交易”）纳入中长期电力交易范畴。绿电交易是以绿电为标的物的电力中长期交易，用以满足发电企业、售电企业、电力用户等市场主体出售、购买、消费绿电需求，并提供对应的绿证。绿色电力环境价值（以下简称“环境价值”）是绿电交易中绿色电力的附加价值，市场主体应在绿电交易中分别明确电能量价格与环境价值。环境价值不纳入分时价格机制，环境价值费用单独核算。
2022 年 1 月 18 日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118 号），要求探索开展绿色电力交易。创新体制机制，开展绿色电力交易试点，以市场化方式发现绿色电力的环境价值，体现绿色电力在交易组织、电网调度等方面的优先地位。引导有需求的用户直接购买绿色电力，推动电网企业优先执行绿色电力的直接交易结果。做好绿色电力交易与绿证交易、碳排放权交易的有效衔接。
2023 年 2 月 15 日，国家发展和改革委员会、财政部、国家能源局下发《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》（发改体改〔2023〕75 号）明白准确地提出，稳步推进享受国家可再次生产的能源补贴的绿电项目参与绿电交易。2023 年 8 月，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合发布《关于做好可再次生产的能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再次生产的能源电力消费的通知》（发改能源〔2023〕1044 号），提出“可通过参与绿证绿电交易等方式在发电企业和用户间有偿转让。”
2023 年 10 月，国务院印发《关于推动内蒙古高水平发展奋力书写中国式现代化新篇章的意见》（国发〔2023〕16 号），明白准确地提出“（十七）加快构建现代能源经济体系。开展内蒙古电力市场绿色电力交易。”2024 年3月，国家发展改革委等六部门印发《关于支持内蒙古绿色低碳高质量发展若干政策措施的通知》（发改环资〔2024〕379 号），明白准确地提出“支持内蒙古开展绿色电力交易试点，适时将内蒙古电力交易中心纳入国家绿色电力证书交易买卖平台。”
地方政府主管部门要积极推动新能源参与电力市场，指导经营主体热情参加绿色电力交易，按照“省内为主、跨省区为辅”的原则，推动绿色电力交易有序开展，满足电力用户绿色电力购买需求。在交易方式中指出，绿色电力交易的组织方式最重要的包含双边协商、挂牌交易等。可依据市场要进一步拓展交易方式，鼓励发用双方签订多年期绿色电力购买协议。常态化开展中长期分时段交易的地区应按照相关规则，开展分时段或带电力曲线的绿色电力交易。
从政策端看，开展绿电交易，建立完善绿色电力交易机制与市场体系，将绿电交易纳入中长期交易范畴，促进可再次生产的能源发电参与绿电交易，全面反映绿色电力的电能价值和环境价值，是国家建设全国统一电力市场顶层设计和电力市场化改革推进的重要方向之一；内蒙古可以凭借充足的绿电为各类企业打造低碳、零碳产品提供有力支撑，以绿电为名片吸引更多高端型、外向型企业落户，扩大出口产业竞争力，推动全区产业体系快速转变发展方式与经济转型，并且，开展具备可追溯性的绿电交易是内蒙古从能耗双控向碳排放双控转变必不可少的重要举措。
市场初期，为引导绿电价格运行在合理区间水平，保障绿电交易平稳起步，暂定绿电交易环境价值不能低于 1 元/兆瓦时，不得高于31.5 元/兆瓦时，后期依据市场运作情况适时调整”、“市场成熟后， 绿电交易服务费依照国家相关规定收取”，从“市场初期”、“市场成熟后”等相关表述，能够准确的看出，绿色电力相关机制设计也具备长期可持续性。
2024 年 3 月起，内蒙古电力多边交易市场首次启动绿色电力交易，根据《内蒙古电力多边交易市场绿色电力交易实施细则（试行）》（以下简称“《交易细则》”），将绿电交易纳入中长期电力交易范畴。
《交易细则》第三条明确规定，绿色电力交易相关定义如下：绿色电力（以下简称“绿电”）指符合国家相关政策要求的风电、光伏等可再次生产的能源发电上网电量。依据市场建设发展需要，市场范围逐步扩大到合乎条件的水电、生物质和光热等可再次生产的能源发电企业上网电量。
绿色电力交易（以下简称“绿电交易”）是以绿电为标的物的电力中长期交易，用以满足发电企业、售电企业、电力用户等市场主体出售、购买、消费绿电需求，并提供对应的绿证。绿色电力环境价值是绿电交易中绿色电力的附加价值，市场主体应在绿电交易中分别明确电能量价格与环境价值。环境价值不纳入分时价格机制，环境价值费用单独核算。
关于绿电交易相关参与主体，参与绿电交易的市场成员包括市场运营机构、电网企业和市场主体。市场运营机构包括电力交易机构和电力调度机构，其中电力交易机构指内蒙古电力交易中心有限公司，电力调度机构指内蒙古电力（集团）有限责任公司电力调度控制分公司。电网企业指内蒙古电力（集团）有限责任公司（即蒙西电网，本基础设施项目所有电力的购入主体）。
市场主体包括发电企业、电力用户、售电公司等非自然人主体，未来依据市场发展状况可逐步扩大范围。发电企业包括风电（含分散式风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电）、常规水电、生物质发电、六类市场化项目等可再次生产的能源发电项目。具有绿电消费及认证需求、愿意为环境价值付费的电力用户，可以直接参与绿电交易，或由售电公司代理参与。
关于交易规则，对于电力用户而言，有绿电消费及认证需求、愿意为环境价值付费的电力用户，如高耗能企业，均会热情参加绿电交易，并付出绿色电力价值，购买绿色电力并获得相应凭证。2024 年10 月14 日内蒙古自治区发展改革委、工信厅、能源局等 3 部门出台《关于建立高耗能企业可再次生产的能源电力强制消费机制若干措施》（以下简称《强制消费机制》），明确要求压实高耗能企业可再次生产的能源电力消费责任，提高高耗能企业绿色竞争力。根据《交易细则》相关规定，环境价值不纳入分时价格机制，环境价值费用单独核算。
通俗讲，蒙西地区新能源发电企业与用电公司进行的中长期电力交易均含有绿电交易，并且同步由蒙西电网按月结算，但该部分环境价值的核算独立于电能量价格核算。以入池项目华晨风电项目为例，其6 月份电费结算单中明确包括绿电结算相关收入，即绿色电力交易收入。在绿电交易结算机制方面，电力交易机构依据绿电交易成交和实际执行结果以月度为周期出具绿电交易结算凭证，分项列出涉及的各项量、价、费信息。电力交易机构于次月 11 日 24:00 前出具绿电交易结算凭证，并发布给市场主体查询确认。
《交易细则》明确规定：“绿电交易价格应满足国家、自治区绿电交易、新能源交易有关要求。市场初期，为引导绿电价格运行在合理区间水平，保障绿电交易平稳起步，暂定绿电交易环境价值不能低于1 元/兆瓦时，不得高于 31.5 元/兆瓦时，后期依据市场运作情况适时调整”、“市场成熟后， 绿电交易服务费依照国家相关规定收取”。
确定的电费结算框架下，华晨风电项目与恒润一期风电项目结算机制相同根据《蒙西电力市场结算指引（2023 年试运行V3.0 版）》，当月实际电费=市场平衡类费用+市场调节类费用+不平衡资金+成本补偿费用+考核补偿+偏差补偿+调频电费+绿电结算+现货交易（即电能电费）。如果上述项中为负数，则相应进行扣减。
项目建设背景、需求分析及必要性、可行性、建设规模及内容、建设条件及方案、项目投资及资产金额来源、社会效益、经济效益以及项目建设的环境保护等方面逐一进行研究论证，以确定项目经济上的合理性、技术上的可行性，为项目投资主体和主管部门提供决策参考。此报告为摘录公开部分。定制化编制政府立项审批备案、国资委备案、银行贷款、产业基金融资、内部董事会投资决策
