蒙西、蒙东承接136号文件，深化新能源上网电价市场化改革实施方案细则要点

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。

核心要点速览

存量项目（2025年6月1日前投产）

蒙西

带补贴集中式风电：215小时

带补贴集中式光伏：250小时

机制电价：0.2829元/千瓦时

蒙东

带补贴集中式风电：790→380小时

带补贴集中式光伏：635→420小时

机制电价：0.3035元/千瓦时

增量项目（2025年6月1日起投产）

暂不纳入差价结算机制（蒙西/蒙东统一）

统一规则

生效时间：2025年7月1日

分界日期：2025年6月1日

禁止条款：强制配储前置❌ | 绿证重复收益❌

蒙西电网政策要点

差价结算机制

存量项目（2025年6月1日前投产）：
•带补贴集中式风电：215小时
•带补贴集中式光伏：250小时
•风电特许权项目：1220小时
•光伏领跑者项目：1210小时
• 机制电价：0.2829元/千瓦时

增量项目（2025年6月1日起投产）：
• 暂不纳入差价结算机制

市场规则

• 现货申报上限：1.5元/千瓦时
• 现货申报下限：-0.05元/千瓦时
• 需明确电能量价格+绿证价格

蒙东电网政策要点

差价结算机制

存量项目（2025年6月1日前投产）：
现货市场运行前：
•带补贴集中式风电：790小时
•带补贴集中式光伏：635小时
•风电供热试点项目：1900小时
现货市场运行后：
•带补贴集中式风电：380小时
•带补贴集中式光伏：420小时
•风电供热试点项目：760小时
• 机制电价：0.3035元/千瓦时（可调整）

增量项目：
• 暂不纳入差价结算机制

对比维度	蒙西政策	蒙东政策
煤电基准价	0.2829元/千瓦时	0.3035元/千瓦时（可调整）
带补贴集中式风电	215小时（固定）	现货前：790小时现货后：380小时
带补贴集中式光伏	250小时（固定）	现货前：635小时现货后：420小时
特殊项目	光伏领跑者项目	风电供热试点项目

内蒙古全区统一政策要点

刚性规则

• 所有新能源项目100%电量入市（含分布式光伏、分散式风电、扶贫光伏）

• 严格按2025年6月1日划分存量/增量项目

• 存量项目满20年或达全生命周期利用小时数后退出机制

差价结算框架

• 正/负差价均纳入系统运行费

• 结算主体：
- 蒙西：内蒙古电力公司
- 蒙东：国网蒙东电力公司

禁止性条款

❌ 机制电量不可申领绿证

❌ 禁止将配储作为项目核准、并网、上网前置条件

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