一、內蒙古深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革背景是什么？

隨著新能源大規(guī)模發(fā)展，新能源上網(wǎng)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(tǒng)調節(jié)責任，矛盾日益凸顯，亟需深化改革。2025年2月，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質量發(fā)展的通知》（發(fā)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(wǎng)新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》、《深化蒙東電網(wǎng)新能源上網(wǎng)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(fā)量約108億千瓦，發(fā)展新能源條件得天獨厚。按照自治區(qū)黨委、政府決策部署，近年來內蒙古搶抓發(fā)展機遇，新能源發(fā)展突飛猛進。2024年底，內蒙古自治區(qū)新能源總裝機規(guī)模達1.35億千瓦，全區(qū)年度新能源累計發(fā)電量超2000億千瓦時。為促進新能源高質量發(fā)展，內蒙古充分發(fā)揮市場機制作用，持續(xù)加快電力市場建設，將上網(wǎng)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?。ㄊ?、區(qū)），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(wǎng)電量外，集中式新能源項目上網(wǎng)電量已基本全部進入電力市場，非市場化上網(wǎng)電量占比不足10%，基本實現(xiàn)國家要求的新能源上網(wǎng)電量原則上全部進入電力市場，上網(wǎng)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(wǎng)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(fā)電）上網(wǎng)電量全面進入電力市場，通過市場交易形成價格。目前，我區(qū)集中式新能源項目上網(wǎng)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(wǎng)電量也將按照改革要求全部進入電力市場，上網(wǎng)電價通過市場交易形成。二是建立新能源可持續(xù)發(fā)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(wǎng)電量收益保持相對穩(wěn)定，做好改革前后政策銜接，使企業(yè)有合理穩(wěn)定的預期。三是存量項目的機制電價與現(xiàn)行政策妥善銜接，保持存量項目收益相對穩(wěn)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(xù)根據(jù)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(tǒng)籌考慮。

四、內蒙古和兄弟?。▍^(qū)、市）新能源上網(wǎng)電價市場化改革有何不同？

全國各?。▍^(qū)、市）新能源上網(wǎng)電價市場化改革，都是貫徹落實國家發(fā)展改革委、國家能源局《關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質量發(fā)展的通知》精神，結合本地區(qū)新能源上網(wǎng)電量、電價市場化改革實際的具體安排。各?。▍^(qū)、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(guī)模和機制電價水平也將不盡相同，但都充分銜接了現(xiàn)有保障性政策和市場化改革現(xiàn)狀，確保政策平穩(wěn)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(wǎng)電量全面平價入市交易，電價由市場形成。為更好發(fā)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(xù)穩(wěn)定工商業(yè)電價水平，保持電價優(yōu)勢，我們結合內蒙古新能源發(fā)展實際研究制定了蒙西、蒙東新能源上網(wǎng)電價市場化改革方案。

五、確定存量項目機制電量規(guī)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(qū)妥善銜接“具有保障性質”的電量規(guī)模、電價水平，按照保持“具有保障性質”的這部分上網(wǎng)電量收益基本穩(wěn)定的原則，確定納入可持續(xù)發(fā)展的價格結算機制的電量規(guī)模和機制電價水平。

納入可持續(xù)發(fā)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(fā)電等未進入電力市場交易的上網(wǎng)電量；按照改革前后電費收入基本穩(wěn)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(yōu)先發(fā)電計劃小時數(shù)。同時，考慮蒙東電網(wǎng)現(xiàn)貨市場未連續(xù)運行時分攤調峰輔助服務費用的實際，針對蒙東電網(wǎng)現(xiàn)貨市場連續(xù)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(yōu)先發(fā)電計劃小時數(shù)。

納入可持續(xù)發(fā)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(wěn)定，穩(wěn)定了發(fā)電企業(yè)的預期；另一方面避免因改革增加工商業(yè)用戶電價負擔，持續(xù)保持我區(qū)電價優(yōu)勢，為項目投資和產業(yè)發(fā)展提供支撐保障。

六、增量項目納入可持續(xù)發(fā)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(guī)模。按照自治區(qū)黨委、政府決策部署，內蒙古深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革將繼續(xù)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(xù)發(fā)展。對6月1日后投產的集中式新能源項目，繼續(xù)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(xù)年度根據(jù)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(tǒng)籌考慮是否新增納入機制的電量。

七、未來內蒙古自治區(qū)新能源項目投資的預期如何？

為穩(wěn)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(yè)加快發(fā)展。自治區(qū)能源局制定印發(fā)《關于加快新型儲能建設的通知》，進一步推動全區(qū)新型儲能加快建設，切實有效提升電力系統(tǒng)調節(jié)能力；規(guī)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(qū)綠電優(yōu)勢、電價優(yōu)勢進一步顯現(xiàn)，算力產業(yè)、數(shù)據(jù)產業(yè)在內蒙古加速布局，在擴大投資、消納新能源方面展現(xiàn)積極的影響。三是通過市場價格信號引導合理投資。持續(xù)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(yè)用戶電價水平?jīng)]有影響，這些用戶用電仍執(zhí)行現(xiàn)行目錄銷售電價政策。對于工商業(yè)用戶，因充分考慮了改革前后的政策銜接，短期對工商業(yè)用戶電價無明顯影響；長期來看，隨著我區(qū)新能源優(yōu)勢發(fā)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(tǒng)建設更加有效，有利于促進工商業(yè)用戶電價穩(wěn)中有降。

九、內蒙古將如何做好改革方案的組織實施？

自治區(qū)發(fā)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(xiàn)貨市場、中長期市場交易規(guī)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(wǎng)公司做好競價、結算、退出規(guī)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(fā)電成本和收益變化、終端用戶電價水平等，持續(xù)優(yōu)化政策實施，增強市場價格信號對新能源發(fā)展的引導作用。結合新能源技術進步、電力市場發(fā)展、綠色電力消費增長和綠證市場發(fā)展等情況，適時對新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制進行評估優(yōu)化。