新能源上网电价市场化改革方案核心观点 - 内蒙古自治区推动新能源上网电价全面市场化，2024年蒙东电力市场交易新能源电量占比已达91%以上[2][20] - 方案区分存量与增量项目，存量项目保持政策衔接（如带补贴项目按790-1900小时保障电量），增量项目暂不安排保障电量[11][12][24][25] - 现货市场申报价格上限1.5元/千瓦时，下限-0.05元/千瓦时，中长期交易允许灵活调整合同量价曲线[7][9][22][23] 新能源项目参与电力市场规则 - 集中式项目已全部进入市场，分布式光伏、分散式风电等新增主体需全部参与市场交易，可独立或聚合报价[3][4][22] - 未主动参与市场的项目默认作为价格接受者，跨省跨区交易按国家政策执行[5][22] - 存量项目机制电价为蒙东煤电基准价0.3035元/千瓦时，执行期限为全生命周期合理利用小时数或20年[11][24][25] 市场机制设计 - 现货市场运行后全部新能源电量参与实时市场，申报限价动态评估调整[7][22] - 中长期交易连续开展，允许结合新能源出力特点调整合同，绿电交易需分离电能量与绿证价格[9][23] - 鼓励签订多年期购电协议以稳定供求关系，探索多年期交易模式[23] 存量与增量项目差异化安排 - 存量项目保障电量：带补贴集中式风电635-790小时，光伏380-420小时，特许权项目720-1900小时[11][24] - 增量项目暂不设保障电量，未来可能通过竞价机制分配，竞价规则由电网公司制定[12][25][26] - 项目可申请退出机制电量自主参与市场，到期后自动退出[12][27][28] 结算与配套措施 - 机制电量差价结算：市场均价与机制电价差额纳入系统运行费，按月清算[14][27] - 强化绿证政策协同，机制电量不重复获得绿证收益，禁止将配储作为新能源项目前置条件[29] - 2025年7月1日起实施，动态跟踪评估市场价格与新能源收益变化[30][31]