日前，内蒙古自治区发展改革委、能源局发布关于印发《深化蒙西电网新能源上网电价市场化改革实施方案》的通知。
1. 2025年6月1日前投产的新能源存量项目
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。一是分布式光伏、分散式风电、扶贫光伏、光热发电等项目的实际上网电量；二是带补贴集中式风电、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）；三是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。
机制电价，纳入机制的电量机制电价为蒙西煤电基准价（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。
执行期限，参照《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》（国发〔2013〕24号）、《财政部关于〈关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见〉有关事项的补充通知》（财建〔2020〕426号）等文件规定，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。
2. 2025年6月1日起投产的新能源增量项目
为促进集中式、分布式（分散式）等各类新能源项目公平参与市场，进一步深化上网电价市场化改革，衔接现行电力交易政策，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。
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，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。
原文如下：
内蒙古自治区发展改革委能源局关于印发《深化蒙西电网新能源上网电价市场化改革实施方案》的通知
内发改价费字〔2025〕660号
呼和浩特市、包头市、锡林郭勒盟、鄂尔多斯(8.640,0.00,0.00%)市、乌兰察布市、巴彦淖尔市、乌海市、阿拉善盟、二连浩特市发展改革委、能源局，内蒙古电力（集团）有限责任公司，内蒙古电力交易中心有限公司，各有关发电企业：
为贯彻落实国家发展改革委、国家能源局《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）文件精神，我们组织制定了《深化蒙西电网新能源上网电价市场化改革实施方案》，现印发给你们。请电网企业及电力交易机构认真做好组织落实，各盟市发展改革委、能源局要积极配合做好政策宣传和解读，密切跟踪改革落实情况，重要情况及时报告自治区发展改革委、能源局。
此通知。
内蒙古自治区发展和改革委员会 内蒙古自治区能源局
2025年5月29日
深化蒙西电网新能源上网电价市场化改革实施方案
为贯彻落实国家发展改革委、国家能源局《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）文件精神，加快构建新型电力系统，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，推动新能源高质量发展，制定深化蒙西电网新能源上网电价市场化改革实施方案。
一、改革总体思路
蒙西电力市场建设始终坚持走在前、做表率，坚决扛起市场化改革大旗不动摇，成为我国第5个转入正式运行的电力现货市场，2024年市场交易新能源电量占比已达92%以上，为深化新能源上网电价市场化改革创造了坚实基础和有利条件。要坚持市场化改革方向，持续推动新能源（风电、太阳能(4.370,0.00,0.00%)发电，下同）上网电量全面进入电力市场，通过市场交易形成价格。要坚持责任公平承担，不断完善适应新能源发展的市场交易和价格机制，推动新能源公平参与市场交易。要坚持分类施策，区分存量项目和增量项目，建立新能源(7.260,0.00,0.00%)可持续发展价格结算机制，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期。要坚持统筹协调，行业管理、价格机制、绿色能源消费等政策协调发力，完善电力市场体系，更好支撑新能源发展规划目标实现。
二、推动新能源上网电价全面由市场形成
（一）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。
（二）完善现货市场交易规则。完善现货市场交易规则，推动新能源公平参与实时市场。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。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。
（三）完善中长期市场交易规则。中长期交易按工作日连续开展，允许供需双方结合新能源出力特点，合理确定中长期合同的量价、曲线等内容，并根据实际灵活调整。完善绿色电力交易政策，申报和成交价格应分别明确电能量价格和相应绿证价格。
鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议，提前管理市场风险、形成稳定供求关系。电力交易机构可在合理衔接、风险可控的前提下，积极探索开展多年期交易。
三、建立健全支持新能源高质量发展的制度机制
（四）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新能源电价水平（以下简称机制电价）、电量规模、执行期限。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。
（五）新能源可持续发展价格结算机制的电量规模、机制电价和执行期限。
1.2025年6月1日前投产的新能源存量项目。
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。一是分布式光伏、分散式风电、扶贫光伏、光热发电等项目的实际上网电量；二是带补贴集中式风电、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）；三是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。
机制电价，纳入机制的电量机制电价为蒙西煤电基准价（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。
执行期限，参照《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》（国发〔2013〕24号）、《财政部关于〈关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见〉有关事项的补充通知》（财建〔2020〕426号）等文件规定，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。
2.2025年6月1日起投产的新能源增量项目。
为促进集中式、分布式（分散式）等各类新能源项目公平参与市场，进一步深化上网电价市场化改革，衔接现行电力交易政策，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。
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，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。
（六）新能源可持续发展价格结算机制的结算方式。对纳入机制的电量，由内蒙古电力公司每月按机制开展差价结算，将市场交易均价与机制电价的差额纳入系统运行费；初期不再开展其他类型的差价结算。市场交易均价原则上按照月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格确定。将每年纳入机制的电量分解至月度，各月机制电量的分解比例综合考虑新能源实际发电能力、系统用电需求等因素合理确定，分时段机制电量的分解比例按月度机制电量与上网电量比例确定。各月实际上网电量低于当月分解电量的，按实际上网电量结算，并在年内按月滚动清算。
（七）新能源可持续发展价格结算机制的退出规则。纳入机制的新能源项目在执行期限内可以自主向内蒙古电力公司申请退出部分或全部纳入机制的电量，自行参加市场。纳入机制的新能源项目执行到期后，内蒙古电力公司组织做好审核退出，并提前告知企业。新能源项目执行到期，或者在期限内自愿退出的，均不再纳入机制执行范围。
四、保障措施
（八）加强组织落实。自治区发展改革委会同能源局协调解决实施过程中遇到的问题，加强政策宣传解读，及时回应社会关切。自治区能源局要完善现货市场、中长期市场交易规则及绿色电力交易政策，做好与国家政策要求的衔接。内蒙古电力公司要结合政策要求，做好竞价、结算、退出规则制定和合同签订等工作，并对新能源可持续发展价格结算机制执行结果单独归集。
（九）强化政策协同。强化改革与绿证政策协同，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。电网企业可通过市场化方式采购新能源电量作为代理购电来源。新能源参与市场后因报价等因素未上网电量，不纳入新能源利用率统计和考核。坚决纠正不当干预电力市场行为，不向新能源不合理分摊费用，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。优化电力市场风险防范机制，逐步调整现行对发电侧（含新能源）、用户侧相关补偿回收。
（十）做好跟踪评估工作。自治区发展改革委会同能源局、内蒙古电力公司密切跟踪市场价格波动、新能源发电成本和收益变化、终端用户电价水平等，持续优化政策实施，增强市场价格信号对新能源发展的引导作用。结合新能源技术进步、电力市场发展、绿色电力消费增长和绿证市场发展等情况，自治区适时对新能源可持续发展价格结算机制进行评估优化，条件成熟时择机退出。
本实施方案自2025年7月1日起实施，实施过程中如有问题请及时反馈自治区发展改革委、能源局。如国家新能源上网电价政策调整变化，按国家政策相应调整。
附1：蒙东首发“136号文承接”正式方案：存量机制电价0.3035元/kWh，增量暂不安排新增纳入机制电量
附2：《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》政策解读
一、内蒙古深化新能源上网电价市场化改革背景是什么？
随着新能源大规模发展，新能源上网电价实行固定价格，不能充分反映市场供求，也没有公平承担电力系统调节责任，矛盾日益凸显，亟需深化改革。2025年2月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号），按照国家总体原则要求，结合内蒙古新能源电价市场化改革的实际，在充分征求各方面意见的基础上，我们研究制定了《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》（以下简称《实施方案》）。
二、内蒙古新能源电价市场化改革的基础条件如何？
内蒙古拥有全国一半以上的风能资源和超五分之一的太阳能资源，风光资源技术可开发量约108亿千瓦，发展新能源条件得天独厚。按照自治区党委、政府决策部署，近年来内蒙古抢抓发展机遇，新能源发展突飞猛进。2024年底，内蒙古自治区新能源总装机规模达1.35亿千瓦，全区年度新能源累计发电量超2000亿千瓦时。为促进新能源高质量发展，内蒙古充分发挥市场机制作用，持续加快电力市场建设，将上网电价市场化改革作为重要内容和主攻方向，新能源电价市场化改革大幅领先其他省（市、区），除少量分布式光伏、分散式风电、扶贫光伏等新能源项目上网电量外，集中式新能源项目上网电量已基本全部进入电力市场，非市场化上网电量占比不足10%，基本实现国家要求的新能源上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成，也为下一步深化改革奠定了坚实基础和有利条件。
三、内蒙古深化新能源上网电价市场化改革的主要内容是什么？
改革主要包括三方面内容：一是推动新能源（风电、太阳能发电）上网电量全面进入电力市场，通过市场交易形成价格。目前，我区集中式新能源项目上网电量已基本全部进入电力市场交易，剩余分布式光伏、分散式风电等新能源项目上网电量也将按照改革要求全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。二是建立新能源可持续发展结算机制。纳入机制范围的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分开展差价结算，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。通过“多退少补”的差价结算方式，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。三是存量项目的机制电价与现行政策妥善衔接，保持存量项目收益相对稳定；增量项目按市场化的原则全部进入市场，暂不安排机制电量，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。
四、内蒙古和兄弟省（区、市）新能源上网电价市场化改革有何不同？
全国各省（区、市）新能源上网电价市场化改革，都是贯彻落实国家发展改革委、国家能源局《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》精神，结合本地区新能源上网电量、电价市场化改革实际的具体安排。各省（区、市）新能源电价市场化改革进展不同，本次改革安排的存量、增量项目的机制电量规模和机制电价水平也将不尽相同，但都充分衔接了现有保障性政策和市场化改革现状，确保政策平稳过渡。内蒙古新能源电价市场化改革起步早、进展快，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。为更好发挥市场机制引导作用，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，我们结合内蒙古新能源发展实际研究制定了蒙西、蒙东新能源上网电价市场化改革方案。
五、确定存量项目机制电量规模和机制电价水平的考虑是什么？对存量项目收益是否会产生影响？
2025年6月1日前投产的新能源项目，按照国家改革总体原则要求，我区妥善衔接“具有保障性质”的电量规模、电价水平，按照保持“具有保障性质”的这部分上网电量收益基本稳定的原则，确定纳入可持续发展的价格结算机制的电量规模和机制电价水平。
纳入可持续发展价格结算机制的电量主要是：分布式光伏、分散式风电、扶贫光伏、光热发电等未进入电力市场交易的上网电量；按照改革前后电费收入基本稳定原则，测算带补贴风电、带补贴光伏、风电特许权项目、光伏领跑者项目优先发电计划小时数。同时，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。
纳入可持续发展价格结算机制的电价水平：参照全国各省通行做法，以上机制电量的机制电价设定为蒙西、蒙东煤电基准价（0.2829元/千瓦时、0.3035元/千瓦时）。
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，持续保持我区电价优势，为项目投资和产业发展提供支撑保障。
六、增量项目纳入可持续发展价格结算机制的电量是怎么考虑的？
2025年6月1日后投产的新能源项目，按照市场化原则全部进入市场，暂不设置新增机制电量规模。按照自治区党委、政府决策部署，内蒙古深化新能源上网电价市场化改革将继续坚持走在前、做表率，坚决扛起市场化改革大旗不动摇，促进新能源高质量、可持续发展。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。但《实施方案》预留了增量项目的竞价机制安排，后续年度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是否新增纳入机制的电量。
七、未来内蒙古自治区新能源项目投资的预期如何？
为稳定新能源项目投资预期，内蒙古多措并举促进新能源消纳。一是支持储能产业加快发展。自治区能源局制定印发《关于加快新型储能建设的通知》，进一步推动全区新型储能加快建设，切实有效提升电力系统调节能力；规划布局一批抽水蓄能项目，除已投运的呼和浩特抽水蓄能外，5个抽水蓄能项目已开工或正在开展前期工作。二是积极招商引资扩大用电负荷。近年来，随着我区绿电优势、电价优势进一步显现，算力产业、数据产业在内蒙古加速布局，在扩大投资、消纳新能源方面展现积极的影响。三是通过市场价格信号引导合理投资。持续加快电力市场建设，通过价格信号引导新能源项目合理布局在负荷中心，有效减少“弃风弃光”。
八、改革对终端用户电价水平有什么影响？
此次改革，对居民、农业用户电价水平没有影响，这些用户用电仍执行现行目录销售电价政策。对于工商业用户，因充分考虑了改革前后的政策衔接，短期对工商业用户电价无明显影响；长期来看，随着我区新能源优势发挥、电力市场机制逐步完善，新能源电量供应将更加充裕，新型电力系统建设更加有效，有利于促进工商业用户电价稳中有降。
九、内蒙古将如何做好改革方案的组织实施？
自治区发展改革委、能源局将会同有关方面组织好方案的实施。通过完善现货市场、中长期市场交易规则及绿色电力交易政策，做好与国家政策要求的衔接。指导电网公司做好竞价、结算、退出规则制定和合同签订等工作。密切跟踪市场价格波动、新能源发电成本和收益变化、终端用户电价水平等，持续优化政策实施，增强市场价格信号对新能源发展的引导作用。结合新能源技术进步、电力市场发展、绿色电力消费增长和绿证市场发展等情况，适时对新能源可持续发展价格结算机制进行评估优化。