來源 | 華夏能源網
華夏能源網（公眾號 hxny3060）獲悉，近日，內蒙古、新疆兩地 "136 號文 " 省級承接方案正式發布！
綜合來看，兩地的方案均區分了存量項目和增量項目，通過建立新能源可持續發展價格結算機制，以實現保持存量項目政策銜接，穩定增量項目收益預期。
蒙西：暫不安排新增納入機制的電量
《方案》提到，現貨市場申報價格上限為 1.5 元 / 千瓦時，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。
對于 2025 年 6 月 1 日前投產的新能源存量項目，《方案》提出：
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）；
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。
對于 2025 年 6 月 1 日起投產的新能源增量項目，《方案》提出，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。
值得一提的是，蒙西是全國第 5 個轉入正式運行的電力現貨市場，蒙西電網 2024 年市場交易新能源電量占比已達 92%。
新疆：增量項目競價區間 0.15 元 /kWh-0.262 元 /kWh
近日，新疆維吾爾自治區發展改革委發布關于印發《自治區貫徹落實深化上網電價市場化改革實施方案（試行）》（以下簡稱 "《文件》"）（新發改能價〔2025〕350 號）。
《文件》提出，要堅持市場化改革、堅持因地制宜、堅持統籌協調三項原則，并明確了市場交易均價和機制電價價差結算方式、執行期限和退出規則等。
對于 2025 年 6 月 1 日以前投產的存量項目，《文件》明確：
補貼項目機制電量規模原則上銜接原優先電量規模，機制電量比例 30%；平價項目機制電量規模，原則上按原優先電量和原目標上網電價支持政策折算電量之和確定，機制電量比例 50%。
機制電價水平銜接原優先電量上網電價，即補貼項目 0.25 元 / 千瓦時、平價項目 0.262 元 / 千瓦時。
對于 2025 年 6 月 1 日及以后投產的增量項目，《文件》提出：
機制電價采用邊際出清方式、通過分類競價形成。競價上限銜接原新能源目標上網電價，初期考慮成本因素、避免無序競爭等設定競價下限，競價區間暫定 0.15 元 / 千瓦時— 0.262 元 / 千瓦時。競價按年組織，由已投產和未來 12 個月內投產、且未納入過機制執行范圍的項目自愿參與競價。
附《方案》《文件》原文如下：
內發改價費字〔2025〕660 號
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。
深化蒙西電網新能源上網電價市場化改革實施方案
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，加快構建新型電力系統，充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，推動新能源高質量發展，制定深化蒙西電網新能源上網電價市場化改革實施方案。
一、改革總體思路
蒙西電力市場建設始終堅持走在前、做表率，堅決扛起市場化改革大旗不動搖，成為我國第 5 個轉入正式運行的電力現貨市場，2024 年市場交易新能源電量占比已達 92% 以上，為深化新能源上網電價市場化改革創造了堅實基礎和有利條件。要堅持市場化改革方向，持續推動新能源（風電、太陽能發電，下同）上網電量全面進入電力市場，通過市場交易形成價格。要堅持責任公平承擔，不斷完善適應新能源發展的市場交易和價格機制，推動新能源公平參與市場交易。要堅持分類施策，區分存量項目和增量項目，建立新能源可持續發展價格結算機制，保持存量項目政策銜接，穩定增量項目收益預期。要堅持統籌協調，行業管理、價格機制、綠色能源消費等政策協調發力，完善電力市場體系，更好支撐新能源發展規劃目標實現。
二、推動新能源上網電價全面由市場形成
（一）新能源項目上網電量全部進入電力市場。在集中式新能源項目上網電量已基本全部進入電力市場的基礎上，推動分布式光伏、分散式風電、扶貧光伏等新能源項目上網電量參與市場交易，實現新能源項目上網電量全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。新能源項目可報量報價參與交易，也可接受市場形成的價格。鼓勵分布式、分散式新能源項目作為獨立的經營主體參與市場，也可聚合后參與市場。未選擇直接參與市場交易或未聚合的項目，默認作為價格接受者。
參與跨省跨區交易的新能源電量，市場交易電價和交易機制按照國家、自治區關于跨省跨區送電相關政策執行。
（二）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。現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。
（三）完善中長期市場交易規則。中長期交易按工作日連續開展，允許供需雙方結合新能源出力特點，合理確定中長期合同的量價、曲線等內容，并根據實際靈活調整。完善綠色電力交易政策，申報和成交價格應分別明確電能量價格和相應綠證價格。
鼓勵新能源發電企業與電力用戶簽訂多年期購電協議，提前管理市場風險、形成穩定供求關系。電力交易機構可在合理銜接、風險可控的前提下，積極探索開展多年期交易。
三、建立健全支持新能源高質量發展的制度機制
（四）建立新能源可持續發展價格結算機制。新能源參與電力市場交易后，在市場外建立差價結算的機制，自治區價格主管部門會同能源主管部門按照國家原則要求明確納入機制的新能源電價水平（以下簡稱機制電價）、電量規模、執行期限。對納入機制的電量，市場交易均價低于或高于機制電價的部分，由內蒙古電力公司開展差價結算，結算費用納入系統運行費。
（五）新能源可持續發展價格結算機制的電量規模、機制電價和執行期限。
1. 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〔2013〕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。
2. 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。
（六）新能源可持續發展價格結算機制的結算方式。對納入機制的電量，由內蒙古電力公司每月按機制開展差價結算，將市場交易均價與機制電價的差額納入系統運行費；初期不再開展其他類型的差價結算。市場交易均價原則上按照月度發電側實時市場同類項目加權平均價格確定。將每年納入機制的電量分解至月度，各月機制電量的分解比例綜合考慮新能源實際發電能力、系統用電需求等因素合理確定，分時段機制電量的分解比例按月度機制電量與上網電量比例確定。各月實際上網電量低于當月分解電量的，按實際上網電量結算，并在年內按月滾動清算。
（七）新能源可持續發展價格結算機制的退出規則。納入機制的新能源項目在執行期限內可以自主向內蒙古電力公司申請退出部分或全部納入機制的電量，自行參加市場。納入機制的新能源項目執行到期后，內蒙古電力公司組織做好審核退出，并提前告知企業。新能源項目執行到期，或者在期限內自愿退出的，均不再納入機制執行范圍。
四、保障措施
（八）加強組織落實。自治區發展改革委會同能源局協調解決實施過程中遇到的問題，加強政策宣傳解讀，及時回應社會關切。自治區能源局要完善現貨市場、中長期市場交易規則及綠色電力交易政策，做好與國家政策要求的銜接。內蒙古電力公司要結合政策要求，做好競價、結算、退出規則制定和合同簽訂等工作，并對新能源可持續發展價格結算機制執行結果單獨歸集。
（九）強化政策協同。強化改革與綠證政策協同，納入可持續發展價格結算機制的電量，不重復獲得綠證收益。電網企業可通過市場化方式采購新能源電量作為代理購電來源。新能源參與市場后因報價等因素未上網電量，不納入新能源利用率統計和考核。堅決糾正不當干預電力市場行為，不向新能源不合理分攤費用，不將配儲作為新建新能源項目核準、并網、上網等的前置條件。優化電力市場風險防范機制，逐步調整現行對發電側（含新能源）、用戶側相關補償回收。
（十）做好跟蹤評估工作。自治區發展改革委會同能源局、內蒙古電力公司密切跟蹤市場價格波動、新能源發電成本和收益變化、終端用戶電價水平等，持續優化政策實施，增強市場價格信號對新能源發展的引導作用。結合新能源技術進步、電力市場發展、綠色電力消費增長和綠證市場發展等情況，自治區適時對新能源可持續發展價格結算機制進行評估優化，條件成熟時擇機退出。
本實施方案自 2025 年 7 月 1 日起實施，實施過程中如有問題請及時反饋自治區發展改革委、能源局。如國家新能源上網電價政策調整變化，按國家政策相應調整。
各地、州、市發展改革委，國網新疆電力有限公司，新疆電力交易中心有限公司，有關發電企業：
《自治區貫徹落實深化新能源上網電價市場化改革實施方案（試行）》已經自治區人民政府同意，現印發你們，請遵照執行。
自治區貫徹落實深化新能源上網電價市場化改革實施方案（試行）
為持續深化電力市場化改革，加快構建新型電力系統，充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，促進新能源產業高質量發展，根據《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），結合自治區實際，就貫徹落實深化新能源上網電價市場化改革制定實施方案如下。
一、基本原則
堅持市場化改革。進一步深化新能源上網電價市場化改革，新能源項目上網電量全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。在市場外，建立新能源可持續發展價格結算機制。
堅持因地制宜。綜合新能源發展規劃目標、電力用戶承受能力和經濟發展需要，結合我區實際，區分存量項目和增量項目分類施策，存量項目妥善銜接原有政策，增量項目穩定收益預期。
堅持統籌協調。強化與電力規劃、行業管理、產業發展、價格機制、綠色能源消費等政策協同配合，完善電力市場體系，更好支撐新能源發展規劃目標實現。
二、主要任務
（一）推動新能源上網電價全面由市場形成
新能源項目（風電、太陽能發電，下同）上網電量全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。新能源項目報量報價參與交易，分布式光伏項目可不報量不報價參與市場、接受市場形成的價格。參與跨省跨區交易的新能源電量，上網電價和交易機制按照跨省跨區送電相關政策執行。享受財政補貼的項目，全生命周期合理利用小時數內的補貼標準按照原有規定執行。
（二）建立新能源可持續發展價格結算機制
新能源參與電力市場交易后，在市場外建立新能源可持續發展價格結算機制。區分存量補貼項目、存量平價項目和增量項目，分別確定年度機制電量規模、機制電價水平和執行期限。對納入機制的電量，市場交易均價低于或者高于機制電價的部分，由電網企業按規定開展差價結算，結算費用納入系統運行費。
（三）確定機制電量規模、電價水平
對 2025 年 6 月 1 日以前投產的新能源存量項目：補貼項目機制電量規模原則上銜接優先電量規模，機制電量比例 30%；平價項目機制電量規模，原則上按原優先電量和原目標上網電價支持政策折算電量之和確定，機制電量比例 50%。機制電價水平銜接原優先電量上網電價，即補貼項目 0.25 元 / 千瓦時、平價項目 0.262 元 / 千瓦時。
對 2025 年 6 月 1 日及以后投產的新能源增量項目：機制電量規模原則上參照存量平價項目機制電量規模比例以及增量項目上網電量確定。機制電價采用邊際出清方式、通過分類競價形成。競價上限銜接原新能源目標上網電價，初期考慮成本因素、避免無序競爭等設定競價下限，競價區間暫定 0.15 元 / 千瓦時— 0.262 元 / 千瓦時。競價按年組織，由已投產和未來 12 個月內投產、且未納入過機制執行范圍的項目自愿參與競價。
（四）明確差價結算方式
對納入機制的電量，電網企業按月開展差價結算，將市場交易均價與機制電價的差額納入系統運行費 " 新能源可持續發展價格結算機制差價結算費用 " 科目。電力現貨市場未連續運行時，市場交易均價按照同類型月度集中競價交易均價確定；電力現貨市場連續運行時，市場交易均價按照月度發電側實時市場同類型項目加權平均價格確定。新能源項目機制電量按月分解，在年內清算。電力現貨市場連續運行后，機制電量不開展其他形式的差價結算。
（五）明確執行期限和退出規則
存量項目執行期限，取項目剩余全生命周期合理利用小時數對應年限和投產滿 20 年剩余年限中的較小者。增量項目考慮回收項目初始投資平均期限，執行期限 10 年。已納入機制的新能源項目，在執行期限內可自愿申請退出。新能源項目執行到期，或者在期限內自愿退出的，均不再納入機制執行范圍。
三、保障措施
（一）健全市場交易體系。加快推進電力現貨市場建設，完善現貨市場交易規則，調整差量結算為差價結算，推動新能源公平參與實時市場，加快實現自愿參與日前市場。電力現貨市場連續運行時，機制電量不參與中長期市場、日前市場結算。結合電力現貨市場運行情況，價格主管部門會同有關部門適時研究調整價格上下限水平，適當放寬現貨市場限價。不斷完善中長期市場交易規則，縮短交易周期、提高交易頻次，實現周、多日、逐日開市。供需雙方結合新能源出力特點，合理確定并靈活調整中長期合同的量價、曲線等內容。
（二）強化政策協同。做好優先發電計劃與機制電量的銜接，對于優先發電不足以覆蓋優先購電的電量部分，電網企業可通過市場化方式采購新能源電量，作為代理購電來源予以補充。做好改革與綠電綠證政策協同，綠電交易申報和成交價格應分別明確電能量價格和相應綠證價格，綠電交易中不單獨組織集中競價和滾動撮合交易，納入機制的電量不參與綠電交易結算、不重復獲得綠證收益。
（三）壓實各方責任。自治區價格主管部門會同能源主管部門，組織電網企業研究提出增量項目機制電量規模，根據保障性電量規模、非水可再生能源電力消納責任權重及電力用戶承受能力等情況，適時調整機制電量規模、競價上下限等。電網企業要研究制定增量項目競價方案，公告增量項目機制電量規模等競價具體事宜，每年 11 月前組織開展增量項目競價工作、簽訂合同協議等；要制定差價結算細則，按月開展差價電費結算，及時公布結算情況。電網企業、電力交易機構要及時按月公布用于機制電量差價結算的新能源市場交易均價。
（四）做好跟蹤監測。價格主管部門、能源主管部門、電網企業要加強政策宣傳解讀，及時回應社會關切；密切跟蹤電力市場價格、終端用戶電價水平等，總結改革成效，優化政策實施；配合能源監管部門加強市場監管，保障新能源公平參與交易，促進市場平穩運行。
本方案自 2025 年 11 月 1 日起實施，《自治區發展改革委關于印發〈完善我區新能源價格機制的方案〉的通知》（新發改能價〔2022〕185 號）同時廢止。期間如遇國家政策調整，按國家規定執行。
END
