2025 年 7 月，隨著內(nèi)蒙古自治區(qū)發(fā)展改革委、能源局印發(fā)的《深化蒙西電網(wǎng)新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》正式落地執(zhí)行，蒙西成為全國首個完成機制電量結(jié)算的省份。這一突破性進(jìn)展不僅標(biāo)志著 136 號文(《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進(jìn)新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》)在地方層面的實質(zhì)性落地，更以其創(chuàng)新的機制設(shè)計為全國新能源市場化改革提供了「蒙西樣本」。

機制電量分解：錨定新能源發(fā)電能力，收益保障更扎實

蒙西“136號文"執(zhí)行前，蒙西新能源 "保量保價" 電量分配存在明顯的 "供需錯配" 問題。依據(jù)蒙西2025年年度交易方案，新能源”保量保價“優(yōu)先發(fā)電量由電力交易機構(gòu)下達(dá)的電量規(guī)模，結(jié)合電網(wǎng)企業(yè)提供的月度居民、農(nóng)業(yè)及非市場化機組預(yù)測曲線，按照優(yōu)先發(fā)電小時數(shù)比例對經(jīng)營主體進(jìn)行預(yù)分配。以負(fù)荷預(yù)估為基準(zhǔn)的分配方式，無論在月度還是時段分解上，都與新能源實際發(fā)電能力有所差異，分配曲線呈現(xiàn) "兩頭高、中間低" 的負(fù)荷特性，與光伏等新能源項目的實際出力特性脫節(jié)，直接影響企業(yè)實際收益。

《深化蒙西電網(wǎng)新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》中要求，蒙西2025年6月1日前投產(chǎn)的新能源存量項目中，帶補貼集中式風(fēng)電、帶補貼集中式光伏、風(fēng)電特許權(quán)項目、光伏領(lǐng)跑者項目分別按照215小時、250小時、1220小時、1210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。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(fā)電能力、系統(tǒng)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(wǎng)電量比例確定。各月實際上網(wǎng)電量低于當(dāng)月分解電量的，按實際上網(wǎng)電量結(jié)算，并在年內(nèi)按月滾動清算。

政策落地后，內(nèi)蒙古電力交易中心于6月底根據(jù)自治區(qū)下達(dá)的機制電量規(guī)模，按照全網(wǎng)新能源年度發(fā)電能力申報中分月電量占比，考慮不同項目類型發(fā)電特性，按照風(fēng)電、光伏兩種類型分別計算。其中，2025年7月帶補貼集中式風(fēng)電、帶補貼集中式光伏、風(fēng)電特許權(quán)項目、光伏領(lǐng)跑者項目月分解的機制電量分別為12.9小時、23.75小時、73.2小時、114.95小時。在時段分解上采用與實際上網(wǎng)電量按比例確定，更加貼合新能源項目真實發(fā)電能力，企業(yè)收益保障性顯著增強。

機制電價：與月度發(fā)電側(cè)實時市場同類項目加權(quán)平均價格差價結(jié)算

值得新能源企業(yè)關(guān)注的是，盡管機制電價為燃煤基準(zhǔn)價282.9元/兆瓦時，但并非簡單按固定價格結(jié)算，而是采用 "市場均價 ± 差價" 的動態(tài)模式。

根據(jù)方案要求，每月由內(nèi)蒙古電力公司按機制開展差價結(jié)算：

• 市場交易均價原則上按照月度發(fā)電側(cè)實時市場同類項目加權(quán)平均價格確定;

• 結(jié)算公式可簡化為：機制電量收益 = 對應(yīng)小時數(shù) × 裝機容量 ×(282.9 - 市場交易均價)

• 市場交易均價與機制電價的差額納入系統(tǒng)運行費

以本月機制電量結(jié)算為例，光伏項目現(xiàn)貨實時交易均價為168.39元/兆瓦時，風(fēng)電項目現(xiàn)貨實時交易均價為219.21元/兆瓦時，因此本月帶補貼集中式光伏項目機制電量收益=23.75小時*項目裝機容量*(282.9-168.39)

帶補貼集中式風(fēng)電項目機制電量收益=12.9小時*項目裝機容量*(282.9-219.21)，該部分收益作為市場外結(jié)算機制不計入市場風(fēng)險防范中，在計算完原有市場扣費考核后單獨結(jié)算。

因差價基準(zhǔn)為市場同類型項目交易均價，新能源項目因線路阻塞等原因造成的現(xiàn)貨節(jié)點價格差異，無法通過機制差價補償或回收，例如本月如某光伏項目月度節(jié)點現(xiàn)貨均價如為120元/兆瓦時或190元/兆瓦時，仍按照市場交易價差(282.9-168.39)=114.51元/兆瓦時予以補償，即分別補償至234.51元/兆瓦時、304.51元/兆瓦時。節(jié)點價格之間的價格差異仍然存在。

放寬現(xiàn)貨市場限價：申報價格下限調(diào)整為-50元 / 兆瓦時

《深化蒙西電網(wǎng)新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》中明確，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(zhí)行。后續(xù)結(jié)合市場價格運行實際，適時評估完善現(xiàn)貨市場申報限價。

自7月1日政策執(zhí)行起，部分新能源項目考慮到政策補貼、項目限電等因素，已修改現(xiàn)貨申報價格為-50元/兆瓦時。

考慮到蒙西斷面阻塞嚴(yán)重，各節(jié)點之間現(xiàn)貨價格差異巨大，選取蒙西7月實時市場全網(wǎng)統(tǒng)一出清價作為參考標(biāo)準(zhǔn)。7月全月中，5號，11號，22號，29號出現(xiàn)了負(fù)電價，且集中在午間時段，符合高光伏裝機比例下的現(xiàn)貨市場規(guī)律。

從整體上來看，7月負(fù)電價情況并不嚴(yán)重，除政策剛發(fā)布部分新能源場站未能及時作出反應(yīng)的原因外，較高的負(fù)荷和較低的新能源出力也是支撐電價的重要因素。隨著后續(xù)負(fù)荷走低，在限電的逼迫下負(fù)電價將出現(xiàn)得更為頻繁，如何平衡限電和負(fù)電價的收益將成為新能源場站思考的重點。

蒙西模式的全國性啟示：企業(yè)如何把握改革紅利

蒙西的先行實踐為新能源企業(yè)應(yīng)對全國市場化改革提供了三大關(guān)鍵指引：

收益模型需重構(gòu)

告別 "固定電價躺賺" 思維，建立 "基礎(chǔ)收益 + 市場波動收益" 的雙軌模型。隨著新能源全面入市，機制外電量占比將持續(xù)提升，新能源發(fā)電企業(yè)須提前布局市場化交易能力，以應(yīng)對資產(chǎn)收益風(fēng)險。

電量與電價需協(xié)同考量

現(xiàn)貨市場申報價格下限調(diào)整并非蒙西個例。136 號文明確提出，申報價格下限應(yīng)考慮新能源在電力市場外可獲得的其他收益等因素確定?？紤]新能源項目市場外的政策補貼、環(huán)境溢價后，更多省份可能逐步引入負(fù)電價機制。對無政策補貼的新能源項目而言，單純追求發(fā)電量規(guī)模已不可持續(xù)，需建立 “電量 × 電價” 的綜合收益評估體系，在出力時段優(yōu)化、交易策略設(shè)計中實現(xiàn)量價協(xié)同。

政策跟蹤需聚焦實操細(xì)節(jié)

各地執(zhí)行細(xì)則存在差異，新能源發(fā)電企業(yè)需重點關(guān)注三大類條款：機制電量核定標(biāo)準(zhǔn)(如利用小時數(shù)、項目分類范圍)、差價結(jié)算周期與方式、政策過渡期安排等實操規(guī)則。建議建立區(qū)域政策動態(tài)跟蹤機制，將地方細(xì)則與項目開發(fā)節(jié)奏、運營策略深度綁定，避免政策銜接不暢導(dǎo)致的收益損失。

隨著 136 號文在全國范圍內(nèi)加速落地，蒙西首筆機制電量結(jié)算的價值不僅在于 "首個"，更在于為行業(yè)提供了 "規(guī)則透明化、收益可預(yù)期" 的改革范本。對新能源企業(yè)而言，讀懂蒙西模式、提前適應(yīng)市場化結(jié)算邏輯，將成為搶占下一階段發(fā)展先機的關(guān)鍵。