2025年6月1日前投產的新能源項目，按照國家改革總體原則要求，將妥善銜接“具有保障性質”的電量規(guī)模、電價水平，按照保持“具有保障性質”的這部分上網電量收益基本穩(wěn)定的原則，確定納入可持續(xù)發(fā)展的價格結算機制的電量規(guī)模和機制電價水平。

納入可持續(xù)發(fā)展價格結算機制的電量主要是：分布式光伏、分散式風電、扶貧光伏、光熱發(fā)電等未進入電力市場交易的上網電量；按照改革前后電費收入基本穩(wěn)定原則，測算帶補貼風電、帶補貼光伏、風電特許權項目、光伏領跑者項目優(yōu)先發(fā)電計劃小時數。同時，考慮蒙東電網現(xiàn)貨市場未連續(xù)運行時分攤調峰輔助服務費用的實際，針對蒙東電網現(xiàn)貨市場連續(xù)運行前后兩個階段，分別設置了兩段不同的機制電量對應“保量保價”優(yōu)先發(fā)電計劃小時數。

為穩(wěn)定新能源項目投資預期，內蒙古多措并舉促進新能源消納。一是支持儲能產業(yè)加快發(fā)展。自治區(qū)能源局制定印發(fā)《關于加快新型儲能建設的通知》，進一步推動全區(qū)新型儲能加快建設，切實有效提升電力系統(tǒng)調節(jié)能力；規(guī)劃布局一批抽水蓄能項目，除已投運的呼和浩特抽水蓄能外，5個抽水蓄能項目已開工或正在開展前期工作。二是積極招商引資擴大用電負荷。近年來，隨著內蒙古自治區(qū)綠電優(yōu)勢、電價優(yōu)勢進一步顯現(xiàn)，算力產業(yè)、數據產業(yè)在內蒙古加速布局，在擴大投資、消納新能源方面展現(xiàn)積極的影響。三是通過市場價格信號引導合理投資。持續(xù)加快電力市場建設，通過價格信號引導新能源項目合理布局在負荷中心，有效減少“棄風棄光”。

全文如下：

為貫徹落實國家發(fā)展改革委、國家能源局《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）文件精神，加快構建新型電力系統(tǒng)，充分發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用，推動新能源高質量發(fā)展，制定深化蒙西電網新能源上網電價市場化改革實施方案。

一、改革總體思路
蒙西電力市場建設始終堅持走在前、做表率，堅決扛起市場化改革大旗不動搖，成為我國第5個轉入正式運行的電力現(xiàn)貨市場，2024年市場交易新能源電量占比已達92%以上，為深化新能源上網電價市場化改革創(chuàng)造了堅實基礎和有利條件。要堅持市場化改革方向，持續(xù)推動新能源（風電、太陽能發(fā)電，下同）上網電量全面進入電力市場，通過市場交易形成價格。要堅持責任公平承擔，不斷完善適應新能源發(fā)展的市場交易和價格機制，推動新能源公平參與市場交易。要堅持分類施策，區(qū)分存量項目和增量項目，建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制，保持存量項目政策銜接，穩(wěn)定增量項目收益預期。要堅持統(tǒng)籌協(xié)調，行業(yè)管理、價格機制、綠色能源消費等政策協(xié)調發(fā)力，完善電力市場體系，更好支撐新能源發(fā)展規(guī)劃目標實現(xiàn)。

二、推動新能源上網電價全面由市場形成
（一）新能源項目上網電量全部進入電力市場。在集中式新能源項目上網電量已基本全部進入電力市場的基礎上，推動分布式光伏、分散式風電、扶貧光伏等新能源項目上網電量參與市場交易，實現(xiàn)新能源項目上網電量全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。新能源項目可報量報價參與交易，也可接受市場形成的價格。鼓勵分布式、分散式新能源項目作為獨立的經營主體參與市場，也可聚合后參與市場。未選擇直接參與市場交易或未聚合的項目，默認作為價格接受者。
參與跨省跨區(qū)交易的新能源電量，市場交易電價和交易機制按照國家、自治區(qū)關于跨省跨區(qū)送電相關政策執(zhí)行。
（二）完善現(xiàn)貨市場交易規(guī)則。完善現(xiàn)貨市場交易規(guī)則，推動新能源公平參與實時市場。現(xiàn)貨市場申報價格上限為1.5元/千瓦時；考慮新能源在電力市場外可獲得的其他收益等因素，申報價格下限暫按-0.05元/千瓦時執(zhí)行。后續(xù)結合市場價格運行實際，適時評估完善現(xiàn)貨市場申報限價。
（三）完善中長期市場交易規(guī)則。中長期交易按工作日連續(xù)開展，允許供需雙方結合新能源出力特點，合理確定中長期合同的量價、曲線等內容，并根據實際靈活調整。完善綠色電力交易政策，申報和成交價格應分別明確電能量價格和相應綠證價格。
鼓勵新能源發(fā)電企業(yè)與電力用戶簽訂多年期購電協(xié)議，提前管理市場風險、形成穩(wěn)定供求關系。電力交易機構可在合理銜接、風險可控的前提下，積極探索開展多年期交易。

三、建立健全支持新能源高質量發(fā)展的制度機制
（四）建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制。新能源參與電力市場交易后，在市場外建立差價結算的機制，自治區(qū)價格主管部門會同能源主管部門按照國家原則要求明確納入機制的新能源電價水平（以下簡稱機制電價）、電量規(guī)模、執(zhí)行期限。對納入機制的電量，市場交易均價低于或高于機制電價的部分，由內蒙古電力公司開展差價結算，結算費用納入系統(tǒng)運行費。
（五）新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制的電量規(guī)模、機制電價和執(zhí)行期限。
1. 2025年6月1日前投產的新能源存量項目。
電量規(guī)模，銜接目前具有保障性質的上網電量規(guī)模確定，保持該部分電量收益基本穩(wěn)定。一是分布式光伏、分散式風電、扶貧光伏、光熱發(fā)電等項目的實際上網電量；二是帶補貼集中式風電、帶補貼集中式光伏、風電特許權項目、光伏領跑者項目（不含中標價格低于蒙西煤電基準價項目）分別按照215小時、250小時、1220小時、1210小時對應的電量安排（2025年按照剩余月份相應比例折算）；三是執(zhí)行固定電價的新能源項目實際上網電量。相關新能源項目在規(guī)模范圍內每年自主確定執(zhí)行機制的電量比例，但不得超過上一年。
機制電價，納入機制的電量機制電價為蒙西煤電基準價（0.2829元/千瓦時）；執(zhí)行固定電價的新能源項目上網電量的機制電價仍按照原核定電價確定。
執(zhí)行期限，參照《國務院關于促進光伏產業(yè)健康發(fā)展的若干意見》（國發(fā)〔2013〕24號）、《財政部關于〈關于促進非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見〉有關事項的補充通知》（財建〔2020〕426號）等文件規(guī)定，納入機制的項目達到全生命周期合理利用小時數或項目投產滿20年后，不再執(zhí)行機制電價。原國家批復文件中明確項目利用小時數或運行年限的，按照國家要求執(zhí)行。
2. 2025年6月1日起投產的新能源增量項目。
為促進集中式、分布式（分散式）等各類新能源項目公平參與市場，進一步深化上網電價市場化改革，銜接現(xiàn)行電力交易政策，暫不安排新增納入機制的電量。后續(xù)根據年度非水電可再生能源電力消納責任權重完成情況，以及用戶承受能力等因素，結合電力市場運行實際及新能源項目收益等再行統(tǒng)籌考慮。
若后續(xù)年度安排納入機制的電量，可按年度組織已投產和未來12個月內投產、且未納入過機制執(zhí)行范圍的項目自愿參與，通過競價形成，自治區(qū)價格主管部門會同能源主管部門明確機制電價競價上下限及執(zhí)行期限，委托內蒙古電力公司制定具體競價規(guī)則并組織開展具體競價工作，競價規(guī)則應報自治區(qū)價格主管部門和能源主管部門備案。
（六）新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制的結算方式。對納入機制的電量，由內蒙古電力公司每月按機制開展差價結算，將市場交易均價與機制電價的差額納入系統(tǒng)運行費；初期不再開展其他類型的差價結算。市場交易均價原則上按照月度發(fā)電側實時市場同類項目加權平均價格確定。將每年納入機制的電量分解至月度，各月機制電量的分解比例綜合考慮新能源實際發(fā)電能力、系統(tǒng)用電需求等因素合理確定，分時段機制電量的分解比例按月度機制電量與上網電量比例確定。各月實際上網電量低于當月分解電量的，按實際上網電量結算，并在年內按月滾動清算。
（七）新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制的退出規(guī)則。納入機制的新能源項目在執(zhí)行期限內可以自主向內蒙古電力公司申請退出部分或全部納入機制的電量，自行參加市場。納入機制的新能源項目執(zhí)行到期后，內蒙古電力公司組織做好審核退出，并提前告知企業(yè)。新能源項目執(zhí)行到期，或者在期限內自愿退出的，均不再納入機制執(zhí)行范圍。

四、保障措施
（八）加強組織落實。自治區(qū)發(fā)展改革委會同能源局協(xié)調解決實施過程中遇到的問題，加強政策宣傳解讀，及時回應社會關切。自治區(qū)能源局要完善現(xiàn)貨市場、中長期市場交易規(guī)則及綠色電力交易政策，做好與國家政策要求的銜接。內蒙古電力公司要結合政策要求，做好競價、結算、退出規(guī)則制定和合同簽訂等工作，并對新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制執(zhí)行結果單獨歸集。
（九）強化政策協(xié)同。強化改革與綠證政策協(xié)同，納入可持續(xù)發(fā)展價格結算機制的電量，不重復獲得綠證收益。電網企業(yè)可通過市場化方式采購新能源電量作為代理購電來源。新能源參與市場后因報價等因素未上網電量，不納入新能源利用率統(tǒng)計和考核。堅決糾正不當干預電力市場行為，不向新能源不合理分攤費用，不將配儲作為新建新能源項目核準、并網、上網等的前置條件。優(yōu)化電力市場風險防范機制，逐步調整現(xiàn)行對發(fā)電側（含新能源）、用戶側相關補償回收。
（十）做好跟蹤評估工作。自治區(qū)發(fā)展改革委會同能源局、內蒙古電力公司密切跟蹤市場價格波動、新能源發(fā)電成本和收益變化、終端用戶電價水平等，持續(xù)優(yōu)化政策實施，增強市場價格信號對新能源發(fā)展的引導作用。結合新能源技術進步、電力市場發(fā)展、綠色電力消費增長和綠證市場發(fā)展等情況，自治區(qū)適時對新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制進行評估優(yōu)化，條件成熟時擇機退出。
本實施方案自2025年7月1日起實施，實施過程中如有問題請及時反饋自治區(qū)發(fā)展改革委、能源局。如國家新能源上網電價政策調整變化，按國家政策相應調整。

為貫徹落實國家發(fā)展改革委、國家能源局《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）文件精神，加快構建新型電力系統(tǒng)，充分發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用，推動新能源高質量發(fā)展，制定深化蒙東電網新能源上網電價市場化改革實施方案。

一、改革總體思路
蒙東電力市場不斷加快建設，堅決扛起市場化改革大旗不動搖，2024年市場交易新能源電量占比已達91%以上，為深化新能源上網電價市場化改革創(chuàng)造了堅實基礎和有利條件。要堅持市場化改革方向，持續(xù)推動新能源（風電、太陽能發(fā)電，下同）上網電量全面進入電力市場，通過市場交易形成價格。要堅持責任公平承擔，不斷完善適應新能源發(fā)展的市場交易和價格機制，推動新能源公平參與市場交易。要堅持分類施策，區(qū)分存量項目和增量項目，建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制，保持存量項目政策銜接，穩(wěn)定增量項目收益預期。要堅持統(tǒng)籌協(xié)調，行業(yè)管理、價格機制、綠色能源消費等政策協(xié)調發(fā)力，完善電力市場體系，更好支撐新能源發(fā)展規(guī)劃目標實現(xiàn)。

二、推動新能源上網電價全面由市場形成
（一）新能源項目上網電量全部進入電力市場。在集中式新能源項目上網電量已基本全部進入電力市場的基礎上，推動分布式光伏、分散式風電、扶貧光伏等新能源項目上網電量參與市場交易，實現(xiàn)新能源項目上網電量全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。新能源項目可報量報價參與交易，也可接受市場形成的價格。鼓勵分布式、分散式新能源項目作為獨立的經營主體參與市場，也可聚合后參與市場。未選擇直接參與市場交易或未聚合的項目，默認作為價格接受者。
參與跨省跨區(qū)交易的新能源電量，市場交易電價和交易機制按照國家、自治區(qū)關于跨省跨區(qū)送電相關政策執(zhí)行。
（二）健全完善現(xiàn)貨市場交易規(guī)則。蒙東電力現(xiàn)貨市場運行后，推動全部新能源電量參與現(xiàn)貨市場中的實時市場。現(xiàn)貨市場申報價格上限暫定為1.5元/千瓦時；考慮新能源在電力市場外可獲得的其他收益等因素，申報價格下限暫定-0.05元/千瓦時。蒙東電力現(xiàn)貨市場運行后，結合市場價格運行實際，適時評估調整現(xiàn)貨市場申報限價。
（三）完善中長期市場交易規(guī)則。中長期交易按工作日連續(xù)開展，允許供需雙方結合新能源出力特點，合理確定中長期合同的量價、曲線等內容，并根據實際靈活調整。完善綠色電力交易政策，申報和成交價格應分別明確電能量價格和相應綠證價格。
鼓勵新能源發(fā)電企業(yè)與電力用戶簽訂多年期購電協(xié)議，提前管理市場風險、形成穩(wěn)定供求關系。電力交易機構可在合理銜接、風險可控的前提下，積極探索開展多年期交易。

三、建立健全支持新能源高質量發(fā)展的制度機制
（四）建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制。新能源參與電力市場交易后，在市場外建立差價結算的機制，自治區(qū)價格主管部門會同能源主管部門按照國家原則要求明確納入機制的新能源電價水平（以下簡稱機制電價）、電量規(guī)模、執(zhí)行期限。對納入機制的電量，市場交易均價低于或高于機制電價的部分，由國網蒙東電力公司開展差價結算，結算費用納入系統(tǒng)運行費。
（五）新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制的電量規(guī)模、機制電價和執(zhí)行期限。
1. 2025年6月1日前投產的新能源存量項目
電量規(guī)模，銜接目前具有保障性質的上網電量規(guī)模確定，保持該部分電量收益基本穩(wěn)定。一是分布式光伏、分散式風電、扶貧光伏等項目的實際上網電量；二是現(xiàn)貨市場連續(xù)運行前，帶補貼集中式風電、帶補貼集中式光伏、風電供熱試點項目、風電特許權項目繼續(xù)按照790小時、635小時、1900小時、1900小時對應的電量安排（2025年按照剩余月份相應比例折算）；現(xiàn)貨市場連續(xù)運行后，帶補貼集中式風電、帶補貼集中式光伏、風電供熱試點項目、風電特許權項目分別按照380小時、420小時、760小時、720小時對應的電量安排。相關新能源項目在規(guī)模范圍內每年自主確定執(zhí)行機制的電量比例，但不得超過上一年。
機制電價，納入機制的電量機制電價為蒙東煤電基準價（0.3035元/千瓦時）。當市場環(huán)境發(fā)生重大變化時，結合市場價格運行實際適時調整機制電價水平。
執(zhí)行期限，參照《國務院關于促進光伏產業(yè)健康發(fā)展的若干意見》（國發(fā)〔2013〕24號）、《財政部關于〈關于促進非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見〉有關事項的補充通知》（財建〔2020〕426號）等文件規(guī)定，納入機制的項目達到全生命周期合理利用小時數或項目投產滿20年后，不再執(zhí)行機制電價。原國家批復文件中明確項目利用小時數或運行年限的，按照國家要求執(zhí)行。
2. 2025年6月1日后投產的新能源增量項目
為促進集中式、分布式（分散式）等各類新能源項目公平參與市場，進一步深化上網電價市場化改革，銜接現(xiàn)行電力交易政策，暫不安排新增納入機制的電量。后續(xù)根據年度非水電可再生能源電力消納責任權重完成情況，以及用戶承受能力等因素，結合電力市場運行實際及新能源項目收益等再行統(tǒng)籌考慮。
若后續(xù)年度安排納入機制的電量，可按年度組織已投產和未來12個月內投產、且未納入過機制執(zhí)行范圍的項目自愿參與，通過競價形成，自治區(qū)價格主管部門會同能源主管部門明確機制電價競價上下限及執(zhí)行期限，委托國網蒙東電力公司制定具體競價規(guī)則并組織開展具體競價工作，競價規(guī)則應報自治區(qū)價格主管部門和能源主管部門備案。
（六）新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制的結算方式。對納入機制的電量，由國網蒙東電力公司每月按機制開展差價結算，將市場交易均價與機制電價的差額納入系統(tǒng)運行費。現(xiàn)貨市場連續(xù)運行前，市場交易均價原則上按照年度分月及月度發(fā)電側中長期市場同類項目各時段加權平均價格確定；現(xiàn)貨市場連續(xù)運行后，市場交易均價原則上按照月度發(fā)電側實時市場同類項目加權平均價格確定。將每年納入機制的電量分解至月度，月度機制電量為各月機制電量分解比例與預計上網電量的乘積，各月機制電量的分解比例綜合考慮新能源實際發(fā)電能力、系統(tǒng)用電需求等因素合理確定，初期暫按年度機制電量規(guī)模占預測年上網電量比例確定。各月實際上網電量低于當月分解電量的，按實際上網電量結算，并在年內按月滾動清算。現(xiàn)貨市場連續(xù)運行后，初期納入機制的電量不再開展其他類型的差價結算。為保障電能量市場與機制電量相銜接，機制電量分時段分解比例原則按月度機制電量與實際上網電量比例確定。
（七）新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制的退出規(guī)則。納入機制的新能源項目在執(zhí)行期限內可以自主向國網蒙東電力公司申請退出部分或全部納入機制的電量，自行參加市場。納入機制的新能源項目執(zhí)行到期后，國網蒙東電力公司組織做好審核退出，并提前告知企業(yè)。新能源項目執(zhí)行到期，或者在期限內自愿退出的，均不再納入機制執(zhí)行范圍。

四、保障措施
（八）加強組織落實。自治區(qū)發(fā)展改革委會同能源局協(xié)調解決實施過程中遇到的問題，加強政策宣傳解讀，及時回應社會關切。自治區(qū)能源局要完善現(xiàn)貨市場、中長期市場交易規(guī)則及綠色電力交易政策，做好與國家政策要求的銜接。國網蒙東電力公司要結合政策要求，做好競價、結算、退出規(guī)則制定和合同簽訂等工作，并對新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制執(zhí)行結果單獨歸集。
（九）強化政策協(xié)同。強化改革與綠證政策協(xié)同，納入可持續(xù)發(fā)展價格結算機制的電量，不重復獲得綠證收益。電網企業(yè)可通過市場化方式采購新能源電量作為代理購電來源。新能源參與市場后因報價等因素未上網電量，不納入新能源利用率統(tǒng)計和考核。堅決糾正不當干預電力市場行為，不向新能源不合理分攤費用，不將配儲作為新建新能源項目核準、并網、上網等的前置條件。
（十）做好跟蹤評估工作。自治區(qū)發(fā)展改革委會同能源局、國網蒙東電力公司密切跟蹤市場價格波動、新能源發(fā)電成本和收益變化、終端用戶電價水平等，持續(xù)優(yōu)化政策實施，增強市場價格信號對新能源發(fā)展的引導作用。結合新能源技術進步、電力市場發(fā)展、綠色電力消費增長和綠證市場發(fā)展等情況，自治區(qū)適時對新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制進行評估優(yōu)化，條件成熟時擇機退出。
本實施方案自2025年7月1日起實施，實施過程中如有問題請及時反饋自治區(qū)發(fā)展改革委、能源局。如國家新能源上網電價政策調整變化，按國家政策相應調整。