储能与电力市场获悉，6月25日，内蒙古自治区发展改革委、能源局印发了《深化蒙西电网新能源上网电价市场化改革实施方案》。
蒙西136号文承接文件正式印发，并将于2025年7月1日起实施。
作为全国第5个转入正式运行的电力现货市场，蒙西电网2024年市场交易新能源电量占比已达92%。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。
目前，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。
方案中关于机制电量、机制电价的具体内容如下：
机制电量与机制电价
根据方案，存量项目、增量项目的机制电价、机制电量设置如下。
存量项目，2025年6月1日前投产的新能源存量项目
电量规模
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
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。
增量项目，2025年6月1日起投产的新能源项目
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。
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。
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方案原文如下：
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
呼和浩特市、包头市、锡林郭勒盟、鄂尔多斯市、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。
附件：《深化蒙西电网新能源上网电价市场化改革实施方案》
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
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