蒙西660号文：新能源上网电量全部入市

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》（内发改价费字〔2025〕660号）。方案明确自2025年7月1日起正式实施。

政策关键内容

1、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。

2、完善现货市场交易规则

现货市场申报价格上限暂定为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，申报价格下限暂定-0.05元/千瓦时。

3. 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。

4、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

5、差价结算方式

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。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。

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。

6、机制项目退出

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。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。

政策深度解读

1、新能源申报下限调为-0.05元/千瓦时

虽然此前在年度规则调整中，现货出清电价下限已调整为-100元/MWh,但是实际交易中申报价格下限仍然为0元/MWh，因此实际即便在2025年1-4月持续大风作用下，负电价出现频次较低。而该项调整意味着如果新能源项目，尤其是补贴新能源项目在日前申报时按照默认下限电价申报时，现货市场负电价出现频次和时长会大幅增加，进而造成发电企业付费发电，对发电企业收入将造成较大冲击，尤其新能源企业。

2、机制电价设置

机制电价使得新能源场站的收入主要构成调整为“交易收入+价差补偿-调节费用”。从2025年1-5月来看，风电现货均价为142.97元/MWh，光伏现货均价为73.20元/MWh，均远低于机制电价282.9元MWh，因此价差补偿为一项正的收益。但该项补偿的存在并不意味着新能源项目可以躺平，对于同类型的新能源项目而言，价差补偿收入相同，真正能拉开收入差距的仍是交易收入，因此后续市场化交易部分的策略对于新能源企业收入至关重要，应该重视市场化交易部分收入。