5月29日，內(nèi)蒙古自治區(qū)發(fā)展改革委、能源局發(fā)布《關(guān)于印發(fā)深化蒙東電網(wǎng)新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》的通知（以下簡稱《方案》）。

《方案》指出，推動新能源上網(wǎng)電價全面由市場形成。新能源項目上網(wǎng)電量全部進入電力市場。在集中式新能源項目上網(wǎng)電量已基本全部進入電力市場的基礎(chǔ)上，推動分布式光伏、分散式風(fēng)電、扶貧光伏等新能源項目上網(wǎng)電量參與市場交易，實現(xiàn)新能源項目上網(wǎng)電量全部進入電力市場，上網(wǎng)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(jīng)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(qū)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(qū)關(guān)于跨省跨區(qū)送電相關(guān)政策執(zhí)行。

健全完善現(xiàn)貨市場交易規(guī)則。蒙東電力現(xiàn)貨市場運行后，推動全部新能源電量參與現(xiàn)貨市場中的實時市場?，F(xiàn)貨市場申報價格上限暫定為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，申報價格下限暫定-0.05元/千瓦時。蒙東電力現(xiàn)貨市場運行后，結(jié)合市場價格運行實際，適時評估調(diào)整現(xiàn)貨市場申報限價。

2025年6月1日前投產(chǎn)的新能源存量項目

電量規(guī)模：銜接目前具有保障性質(zhì)的上網(wǎng)電量規(guī)模確定，保持該部分電量收益基本穩(wěn)定。一是分布式光伏、分散式風(fēng)電、扶貧光伏等項目的實際上網(wǎng)電量；二是現(xiàn)貨市場連續(xù)運行前，帶補貼集中式風(fēng)電、帶補貼集中式光伏、風(fēng)電供熱試點項目、風(fēng)電特許權(quán)項目繼續(xù)按照790小時、635小時、1900小時、1900小時對應(yīng)的電量安排(2025年按照剩余月份相應(yīng)比例折算)；現(xiàn)貨市場連續(xù)運行后，帶補貼集中式風(fēng)電、帶補貼集中式光伏、風(fēng)電供熱試點項目、風(fēng)電特許權(quán)項目分別按照380小時、420小時、760小時、720小時對應(yīng)的電量安排。相關(guān)新能源項目在規(guī)模范圍內(nèi)每年自主確定執(zhí)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東煤電基準價(0.3035元/千瓦時)。當市場環(huán)境發(fā)生重大變化時，結(jié)合市場價格運行實際適時調(diào)整機制電價水平。

執(zhí)行期限：納入機制的項目達到全生命周期合理利用小時數(shù)或項目投產(chǎn)滿20年后，不再執(zhí)行機制電價。原國家批復(fù)文件中明確項目利用小時數(shù)或運行年限的，按照國家要求執(zhí)行。

2025年6月1日后投產(chǎn)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(wǎng)電價市場化改革，銜接現(xiàn)行電力交易政策，暫不安排新增納入機制的電量。后續(xù)根據(jù)年度非水電可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重完成情況，以及用戶承受能力等因素，結(jié)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。

若后續(xù)年度安排納入機制的電量，可按年度組織已投產(chǎn)和未來12個月內(nèi)投產(chǎn)、且未納入過機制執(zhí)行范圍的項目自愿參與，通過競價形成，自治區(qū)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(zhí)行期限，委托國網(wǎng)蒙東電力公司制定具體競價規(guī)則并組織開展具體競價工作，競價規(guī)則應(yīng)報自治區(qū)價格主管部門和能源主管部門備案。

《方案》在新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制的退出規(guī)則上指出，納入機制的新能源項目在執(zhí)行期限內(nèi)可以自主向國網(wǎng)蒙東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(zhí)行到期后，國網(wǎng)蒙東電力公司組織做好審核退出，并提前告知企業(yè)。新能源項目執(zhí)行到期，或者在期限內(nèi)自愿退出的，均不再納入機制執(zhí)行范圍。

原文如下：