一、內蒙古深化新能源上網電價市場化改革背景是什么？
隨著新能源大規模發展，新能源上網電價實行固定價格，不能充分反映市場供求，也沒有公平承擔電力系統調節責任，矛盾日益凸顯，亟需深化改革。2025年2月，國家發展改革委、國家能源局印發《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），按照國家總體原則要求，結合內蒙古新能源電價市場化改革的實際，在充分征求各方面意見的基礎上，我們研究制定了《深化蒙西電網新能源上網電價市場化改革實施方案》、《深化蒙東電網新能源上網電價市場化改革實施方案》（以下簡稱《實施方案》）。
二、內蒙古新能源電價市場化改革的基礎條件如何？
內蒙古擁有全國一半以上的風能資源和超五分之一的太陽能資源，風光資源技術可開發量約108億千瓦，發展新能源條件得天獨厚。按照自治區黨委、政府決策部署，近年來內蒙古搶抓發展機遇，新能源發展突飛猛進。2024年底，內蒙古自治區新能源總裝機規模達1.35億千瓦，全區年度新能源累計發電量超2000億千瓦時。為促進新能源高質量發展，內蒙古充分發揮市場機制作用，持續加快電力市場建設，將上網電價市場化改革作為重要內容和主攻方向，新能源電價市場化改革大幅領先其他省（市、區），除少量分布式光伏、分散式風電、扶貧光伏等新能源項目上網電量外，集中式新能源項目上網電量已基本全部進入電力市場，非市場化上網電量占比不足10%，基本實現國家要求的新能源上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成，也為下一步深化改革奠定了堅實基礎和有利條件。
三、內蒙古深化新能源上網電價市場化改革的主要內容是什么
改革主要包括三方面內容：一是推動新能源（風電、太陽能發電）上網電量全面進入電力市場，通過市場交易形成價格。目前，我區集中式新能源項目上網電量已基本全部進入電力市場交易，剩余分布式光伏、分散式風電等新能源項目上網電量也將按照改革要求全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。二是建立新能源可持續發展結算機制。納入機制范圍的電量，市場交易均價低于或高于機制電價的部分開展差價結算，當市場交易價格低于機制電價時給予差價補償，高于機制電價時扣除差價。通過“多退少補”的差價結算方式，使原“具有保障性質”的上網電量收益保持相對穩定，做好改革前后政策銜接，使企業有合理穩定的預期。三是存量項目的機制電價與現行政策妥善銜接，保持存量項目收益相對穩定；增量項目按市場化的原則全部進入市場，暫不安排機制電量，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。
四、內蒙古和兄弟省（區、市）新能源上網電價市場化改革有何不同？
全國各省（區、市）新能源上網電價市場化改革，都是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》精神，結合本地區新能源上網電量、電價市場化改革實際的具體安排。各省（區、市）新能源電價市場化改革進展不同，本次改革安排的存量、增量項目的機制電量規模和機制電價水平也將不盡相同，但都充分銜接了現有保障性政策和市場化改革現狀，確保政策平穩過渡。內蒙古新能源電價市場化改革起步早、進展快，集中式新能源項目基本全部進入電力市場，特別是2021年以來新建的集中式新能源項目上網電量全面平價入市交易，電價由市場形成。為更好發揮市場機制引導作用，促進新能源與煤電同臺競技、公平參與市場，持續穩定工商業電價水平，保持電價優勢，我們結合內蒙古新能源發展實際研究制定了蒙西、蒙東新能源上網電價市場化改革方案。
五、確定存量項目機制電量規模和機制電價水平的考慮是什么？對存量項目收益是否會產生影響？
2025年6月1日前投產的新能源項目，按照國家改革總體原則要求，我區妥善銜接“具有保障性質”的電量規模、電價水平，按照保持“具有保障性質”的這部分上網電量收益基本穩定的原則，確定納入可持續發展的價格結算機制的電量規模和機制電價水平。
納入可持續發展價格結算機制的電量主要是：分布式光伏、分散式風電、扶貧光伏、光熱發電等未進入電力市場交易的上網電量；按照改革前后電費收入基本穩定原則，測算帶補貼風電、帶補貼光伏、風電特許權項目、光伏領跑者項目優先發電計劃小時數。同時，考慮蒙東電網現貨市場未連續運行時分攤調峰輔助服務費用的實際，針對蒙東電網現貨市場連續運行前后兩個階段，分別設置了兩段不同的機制電量對應“保量保價”優先發電計劃小時數。
納入可持續發展價格結算機制的電價水平：參照全國各省通行做法，以上機制電量的機制電價設定為蒙西、蒙東煤電基準價（0.2829元/千瓦時、0.3035元/千瓦時）。
通過銜接改革前后政策，一方面保持存量新能源項目“具有保障性質”電量的收益基本穩定，穩定了發電企業的預期；另一方面避免因改革增加工商業用戶電價負擔，持續保持我區電價優勢，為項目投資和產業發展提供支撐保障。
六、增量項目納入可持續發展價格結算機制的電量是怎么考慮的？
2025年6月1日后投產的新能源項目，按照市場化原則全部進入市場，暫不設置新增機制電量規模。按照自治區黨委、政府決策部署，內蒙古深化新能源上網電價市場化改革將繼續堅持走在前、做表率，堅決扛起市場化改革大旗不動搖，促進新能源高質量、可持續發展。對6月1日后投產的集中式新能源項目，繼續按照平價項目直接參與電力市場交易，分布式（分散式）新能源項目與集中式項目一樣公平參與市場。但《實施方案》預留了增量項目的競價機制安排，后續年度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是否新增納入機制的電量。
七、未來內蒙古自治區新能源項目投資的預期如何？
為穩定新能源項目投資預期，內蒙古多措并舉促進新能源消納。一是支持儲能產業加快發展。自治區能源局制定印發《關于加快新型儲能建設的通知》，進一步推動全區新型儲能加快建設，切實有效提升電力系統調節能力；規劃布局一批抽水蓄能項目，除已投運的呼和浩特抽水蓄能外，5個抽水蓄能項目已開工或正在開展前期工作。二是積極招商引資擴大用電負荷。近年來，隨著我區綠電優勢、電價優勢進一步顯現，算力產業、數據產業在內蒙古加速布局，在擴大投資、消納新能源方面展現積極的影響。三是通過市場價格信號引導合理投資。持續加快電力市場建設，通過價格信號引導新能源項目合理布局在負荷中心，有效減少“棄風棄光”。
八、改革對終端用戶電價水平有什么影響？
此次改革，對居民、農業用戶電價水平沒有影響，這些用戶用電仍執行現行目錄銷售電價政策。對于工商業用戶，因充分考慮了改革前后的政策銜接，短期對工商業用戶電價無明顯影響；長期來看，隨著我區新能源優勢發揮、電力市場機制逐步完善，新能源電量供應將更加充裕，新型電力系統建設更加有效，有利于促進工商業用戶電價穩中有降。
九、內蒙古將如何做好改革方案的組織實施？
自治區發展改革委、能源局將會同有關方面組織好方案的實施。通過完善現貨市場、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。指導電網公司做好競價、結算、退出規則制定和合同簽訂等工作。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，適時對新能源可持續發展價格結算機制進行評估優化。
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