2025 年 7 月，隨著內蒙古自治區發展改革委、能源局印發的《深化蒙西電網新能源上網電價市場化改革實施方案》正式落地執行，蒙西成為全國首個完成機制電量結算的省份。這一突破性進展不僅標志著 136 號文(《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》)在地方層面的實質性落地，更以其創新的機制設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：錨定新能源發電能力，收益保障更扎實

蒙西“136號文"執行前，蒙西新能源 "保量保價" 電量分配存在明顯的 "供需錯配" 問題。依據蒙西2025年年度交易方案，新能源”保量保價“優先發電量由電力交易機構下達的電量規模，結合電網企業提供的月度居民、農業及非市場化機組預測曲線，按照優先發電小時數比例對經營主體進行預分配。以負荷預估為基準的分配方式，無論在月度還是時段分解上，都與新能源實際發電能力有所差異，分配曲線呈現 "兩頭高、中間低" 的負荷特性，與光伏等新能源項目的實際出力特性脫節，直接影響企業實際收益。

《深化蒙西電網新能源上網電價市場化改革實施方案》中要求，蒙西2025年6月1日前投產的新能源存量項目中，帶補貼集中式風電、帶補貼集中式光伏、風電特許權項目、光伏領跑者項目分別按照215小時、250小時、1220小時、1210小時對應的電量安排，2025年按照剩余月份相應比例折算。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電能力、系統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電量比例確定。各月實際上網電量低于當月分解電量的，按實際上網電量結算，并在年內按月滾動清算。

政策落地后，內蒙古電力交易中心于6月底根據自治區下達的機制電量規模，按照全網新能源年度發電能力申報中分月電量占比，考慮不同項目類型發電特性，按照風電、光伏兩種類型分別計算。其中，2025年7月帶補貼集中式風電、帶補貼集中式光伏、風電特許權項目、光伏領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電量按比例確定，更加貼合新能源項目真實發電能力，企業收益保障性顯著增強。

機制電價：與月度發電側實時市場同類項目加權平均價格差價結算

值得新能源企業關注的是，盡管機制電價為燃煤基準價282.9元/兆瓦時，但并非簡單按固定價格結算，而是采用 "市場均價 ± 差價" 的動態模式。

根據方案要求，每月由內蒙古電力公司按機制開展差價結算：

• 市場交易均價原則上按照月度發電側實時市場同類項目加權平均價格確定;

• 結算公式可簡化為：機制電量收益 = 對應小時數 × 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運行費

以本月機制電量結算為例，光伏項目現貨實時交易均價為168.39元/兆瓦時，風電項目現貨實時交易均價為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算機制不計入市場風險防范中，在計算完原有市場扣費考核后單獨結算。

因差價基準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貨節點價格差異，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點現貨均價如為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。節點價格之間的價格差異仍然存在。

放寬現貨市場限價：申報價格下限調整為-50元 / 兆瓦時

《深化蒙西電網新能源上網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/千瓦時執行。后續結合市場價格運行實際，適時評估完善現貨市場申報限價。

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

考慮到蒙西斷面阻塞嚴重，各節點之間現貨價格差異巨大，選取蒙西7月實時市場全網統一出清價作為參考標準。7月全月中，5號，11號，22號，29號出現了負電價，且集中在午間時段，符合高光伏裝機比例下的現貨市場規律。

從整體上來看，7月負電價情況并不嚴重，除政策剛發布部分新能源場站未能及時作出反應的原因外，較高的負荷和較低的新能源出力也是支撐電價的重要因素。隨著后續負荷走低，在限電的逼迫下負電價將出現得更為頻繁，如何平衡限電和負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：企業如何把握改革紅利

蒙西的先行實踐為新能源企業應對全國市場化改革提供了三大關鍵指引：

收益模型需重構

告別 "固定電價躺賺" 思維，建立 "基礎收益 + 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提升，新能源發電企業須提前布局市場化交易能力，以應對資產收益風險。

電量與電價需協同考量

現貨市場申報價格下限調整并非蒙西個例。136 號文明確提出，申報價格下限應考慮新能源在電力市場外可獲得的其他收益等因素確定。考慮新能源項目市場外的政策補貼、環境溢價后，更多省份可能逐步引入負電價機制。對無政策補貼的新能源項目而言，單純追求發電量規模已不可持續，需建立 “電量 × 電價” 的綜合收益評估體系，在出力時段優化、交易策略設計中實現量價協同。

政策跟蹤需聚焦實操細節

各地執行細則存在差異，新能源發電企業需重點關注三大類條款：機制電量核定標準(如利用小時數、項目分類范圍)、差價結算周期與方式、政策過渡期安排等實操規則。建議建立區域政策動態跟蹤機制，將地方細則與項目開發節奏、運營策略深度綁定，避免政策銜接不暢導致的收益損失。

隨著 136 號文在全國范圍內加速落地，蒙西首筆機制電量結算的價值不僅在于 "首個"，更在于為行業提供了 "規則透明化、收益可預期" 的改革范本。對新能源企業而言，讀懂蒙西模式、提前適應市場化結算邏輯，將成為搶占下一階段發展先機的關鍵。