近日，內蒙古自治區發展和改革委員會、能源局發布《深化蒙西電網新能源上網電價市場化改革實施方案》。方案提到，完善現貨市場交易規則。完善現貨市場交易規則，推動新能源公平參與實時市場?，F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/千瓦時執行。后續結合市場價格運行實際，適時評估完善現貨市場申報限價。

2025年6月1日前投產的新能源存量項目：

電量規模，銜接目前具有保障性質的上網電量規模確定，保持該部分電量收益基本穩定。一是分布式光伏、分散式風電、扶貧光伏、光熱發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模范圍內每年自主確定執行機制的電量比例，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。

執行期限，參照《國務院關于促進光伏產業健康發展的若干意見》（國發〔20

13〕24號）、《財政部關于〈關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見〉有關事項的補充通知》（財建〔2020〕426號）等文件規定，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，按照國家要求執行。

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，銜接現行電力交易政策，暫不安排新增納入機制的電量。后續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籌考慮。

若后續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、且未納入過機制執行范圍的項目自愿參與，通過競價形成，自治區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行期限，委托內蒙古電力公司制定具體競價規則并組織開展具體競價工作，競價規則應報自治區價格主管部門和能源主管部門備案。

原文如下：

內蒙古自治區發展改革委 能源局關于印發《深化蒙西電網新能源上網電價市場化改革實施方案》的通知

呼和浩特市、包頭市、錫林郭勒盟、鄂爾多斯市、烏蘭察布市、巴彥淖爾市、烏海市、阿拉善盟、二連浩特市發展改革委、能源局，內蒙古電力（集團）有限責任公司，內蒙古電力交易中心有限公司，各有關發電企業：

為貫徹落實國家發展改革委、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展的通知》（發改價格〔2025〕136號）文件精神，我們組織制定了《深化蒙西電網新能源上網電價市場化改革實施方案》，現印發給你們。請電網企業及電力交易機構認真做好組織落實，各盟市發展改革委、能源局要積極配合做好政策宣傳和解讀，密切跟蹤改革落實情況，重要情況及時報告自治區發展改革委、能源局。

此通知。

附件：《深化蒙西電網新能源上網電價市場化改革實施方案》

內蒙古自治區發展和改革委員會

內蒙古自治區能源局

2025年5月29日