近日，内蒙古自治区发展和改革委员会、能源局先后印发出台《深化蒙西电网新能源上网电价市场化改革实施方案》、《深化蒙东电网新能源上网电价市场化改革实施方案》，在遵循国家 "136 号文" 总体要求的基础上，结合各自区域特点和发展需求，制定了差异化的实施路径和具体措施，旨在发挥市场机制的引导作用，促进新能源与煤电同台竞技、公平参与市场，持续稳定工商业电价水平，保持电价优势。方案2025年7月1日起正式实施。

内蒙古两地实施方案明确要求，新能源项目上网电量全部进入电力市场。在集中式新能源项目上网电量已基本全部进入电力市场的基础上，推动分布式光伏、分散式风电、扶贫光伏等新能源项目上网电量参与市场交易，实现新能源项目上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。

新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。鼓励分布式、分散式新能源项目作为独立的经营主体参与市场，也可聚合后参与市场。未选择直接参与市场交易或未聚合的项目，默认作为价格接受者。参与跨省跨区交易的新能源电量，市场交易电价和交易机制按照国家、自治区关于跨省跨区送电相关政策执行。

值得注意的是，内蒙古两地实施方案还特别强调，不将配储作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。而在此前内蒙古自治区能源局发布的《关于加快新型储能建设的通知》中，曾提出对纳入自治区独立新型储能电站规划的独立新型储能电站向公用电网的放电量执行补偿，补偿标准一年一定，2025年度补偿标准为0.35元/千瓦时，执行时间为10年。

一、增量项目

主体范围

2025年6月1日起投产的新能源增量项目。

机制电量规模

暂不安排新增纳入机制的电量。后续根据年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素，结合电力市场运行实际及新能源项目收益等再行统筹考虑。

机制电价

对6月1日后投产的集中式新能源项目，继续按照平价项目直接参与电力市场交易，分布式（分散式）新能源项目与集中式项目一样公平参与市场。

若后续年度安排纳入机制的电量，可按年度组织已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与，通过竞价形成，自治区价格主管部门会同能源主管部门明确机制电价竞价上下限及执行期限。

蒙西：委托内蒙古电力公司制定具体竞价规则并组织开展具体竞价工作，竞价规则应报自治区价格主管部门和能源主管部门备案。

蒙东：委托国网蒙东电力公司制定具体竞价规则并组织开展具体竞价工作，竞价规则应报自治区价格主管部门和能源主管部门备案。

——增量项目虽然暂不纳入差价结算机制，但预留了竞价机制安排，未来可能通过竞价参与。

二、存量项目

主体范围

2025年6月1日前投产的新能源存量项目。

机制电量规模

衔接目前具有保障性质的上网电量规模确定，保持该部分电量收益基本稳定。

——通过衔接改革前后政策，一方面保持存量新能源项目“具有保障性质”电量的收益基本稳定，稳定了发电企业的预期；另一方面避免因改革增加工商业用户电价负担，持续保持内蒙古电价优势，为项目投资和产业发展提供支撑保障。

蒙西：分布式光伏、分散式风电、扶贫光伏、光热发电等项目的实际上网电量；带补贴集中式风电、带补贴集中式光伏、风电特许权项目、光伏领跑者项目（不含中标价格低于蒙西煤电基准价项目）分别按照215小时、250小时、1220小时、1210小时对应的电量安排（2025年按照剩余月份相应比例折算）；执行固定电价的新能源项目实际上网电量。相关新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例，但不得超过上一年。

蒙东：分布式光伏、分散式风电、扶贫光伏等项目的实际上网电量；现货市场连续运行前，带补贴集中式风电、带补贴集中式光伏、风电供热试点项目、风电特许权项目继续按照790小时、635小时、1900小时、1900小时对应的电量安排（2025年按照剩余月份相应比例折算）；现货市场连续运行后，带补贴集中式风电、带补贴集中式光伏、风电供热试点项目、风电特许权项目分别按照380小时、420小时、760小时、720小时对应的电量安排。相关新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例，但不得超过上一年。

——考虑蒙东电网现货市场未连续运行时分摊调峰辅助服务费用的实际，针对蒙东电网现货市场连续运行前后两个阶段，分别设置了两段不同的机制电量对应“保量保价”优先发电计划小时数。

机制电价

蒙西：蒙西煤电基准价（0.2829元/千瓦时）；执行固定电价的新能源项目上网电量的机制电价仍按照原核定电价确定。

蒙东：蒙东煤电基准价（0.3035元/千瓦时）。当市场环境发生重大变化时，结合市场价格运行实际适时调整机制电价水平。

执行期限

纳入机制的项目达到全生命周期合理利用小时数或项目投产满20年后，不再执行机制电价。原国家批复文件中明确项目利用小时数或运行年限的，按照国家要求执行。

三、市场规则

建立新能源可持续发展价格结算机制

新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制，自治区价格主管部门会同能源主管部门按照国家原则要求明确纳入机制的机制电价、电量规模、执行期限。

蒙西：对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由内蒙古电力公司开展差价结算，结算费用纳入系统运行费。‘’

蒙东：对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由国网蒙东电力公司开展差价结算，结算费用纳入系统运行费。

——采用“多退少补”的差价结算方式，当市场交易价格低于机制电价时给予差价补偿，高于机制电价时扣除差价，使原“具有保障性质”的上网电量收益保持相对稳定，做好改革前后政策衔接，使企业有合理稳定的预期。

现货市场交易

现货市场申报价格上限为1.5元/千瓦时；考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素，申报价格下限暂按-0.05元/千瓦时执行。

蒙西：后续结合市场价格运行实际，适时评估完善现货市场申报限价。

蒙东：蒙东电力现货市场运行后，结合市场价格运行实际，适时评估调整现货市场申报限价。

中长期市场交易

申报和成交价格应分别明确电能量价格和相应绿证价格。

纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益。

内蒙古新能源电价市场化改革起步早、进展快，目前集中式新能源项目基本全部进入电力市场，特别是2021年以来新建的集中式新能源项目上网电量全面平价入市交易，电价由市场形成。此次改革取消新能源固定电价机制，改为“市场交易+差价补偿”的复合定价模式，实现了从“保量保价” 到 “不保量不保价” 的转变。

此次改革后，内蒙古居民、农业用户由于用电仍执行现行目录销售电价政策，暂无影响；而工商业用户的电价虽在短期内或因政策衔接无明显影响，但长期来看，电价必将稳中有降，新能源项目不得不以报量报价方式与火电同台竞争，通过成本控制、运营手段和技术创新来争取盈利空间。