首地完成机制电量结算！

2025 年 7 月，随着内蒙古自治区发展改革委、能源局印发的《深化蒙西电网新能源上网电价市场化改革实施方案》正式落地执行，蒙西成为全国首个完成机制电量结算的省份。这一突破性进展不仅标志着 136 号文(《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》)在地方层面的实质性落地，更以其创新的机制设计为全国新能源市场化改革提供了「蒙西样本」。

机制电量分解：锚定新能源发电能力，收益保障更扎实

蒙西“136号文"执行前，蒙西新能源 "保量保价" 电量分配存在明显的 "供需错配" 问题。依据蒙西2025年年度交易方案，新能源”保量保价“优先发电量由电力交易机构下达的电量规模，结合电网企业提供的月度居民、农业及非市场化机组预测曲线，按照优先发电小时数比例对经营主体进行预分配。以负荷预估为基准的分配方式，无论在月度还是时段分解上，都与新能源实际发电能力有所差异，分配曲线呈现 "两头高、中间低" 的负荷特性，与光伏等新能源项目的实际出力特性脱节，直接影响企业实际收益。

《深化蒙西电网新能源上网电价市场化改革实施方案》中要求，蒙西2025年6月1日前投产的新能源存量项目中，带补贴集中式风电、带补贴集中式光伏、风电特许权项目、光伏领跑者项目分别按照215小时、250小时、1220小时、1210小时对应的电量安排，2025年按照剩余月份相应比例折算。每年纳入机制的电量分解至月度，各月机制电量的分解比例综合考虑新能源实际发电能力、系统用电需求等因素合理确定，分时段机制电量的分解比例按月度机制电量与上网电量比例确定。各月实际上网电量低于当月分解电量的，按实际上网电量结算，并在年内按月滚动清算。

政策落地后，内蒙古电力交易中心于6月底根据自治区下达的机制电量规模，按照全网新能源年度发电能力申报中分月电量占比，考虑不同项目类型发电特性，按照风电、光伏两种类型分别计算。其中，2025年7月带补贴集中式风电、带补贴集中式光伏、风电特许权项目、光伏领跑者项目月分解的机制电量分别为12.9小时、23.75小时、73.2小时、114.95小时。在时段分解上采用与实际上网电量按比例确定，更加贴合新能源项目真实发电能力，企业收益保障性显著增强。

机制电价：与月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格差价结算

值得新能源企业关注的是，尽管机制电价为燃煤基准价282.9元/兆瓦时，但并非简单按固定价格结算，而是采用 "市场均价 ± 差价" 的动态模式。

根据方案要求，每月由内蒙古电力公司按机制开展差价结算：

• 市场交易均价原则上按照月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格确定;

• 结算公式可简化为：机制电量收益 = 对应小时数 × 装机容量 ×(282.9 - 市场交易均价)

• 市场交易均价与机制电价的差额纳入系统运行费

以本月机制电量结算为例，光伏项目现货实时交易均价为168.39元/兆瓦时，风电项目现货实时交易均价为219.21元/兆瓦时，因此本月带补贴集中式光伏项目机制电量收益=23.75小时*项目装机容量*(282.9-168.39)

带补贴集中式风电项目机制电量收益=12.9小时*项目装机容量*(282.9-219.21)，该部分收益作为市场外结算机制不计入市场风险防范中，在计算完原有市场扣费考核后单独结算。

因差价基准为市场同类型项目交易均价，新能源项目因线路阻塞等原因造成的现货节点价格差异，无法通过机制差价补偿或回收，例如本月如某光伏项目月度节点现货均价如为120元/兆瓦时或190元/兆瓦时，仍按照市场交易价差(282.9-168.39)=114.51元/兆瓦时予以补偿，即分别补偿至234.51元/兆瓦时、304.51元/兆瓦时。节点价格之间的价格差异仍然存在。

放宽现货市场限价：申报价格下限调整为-50元 / 兆瓦时

《深化蒙西电网新能源上网电价市场化改革实施方案》中明确，考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素，申报价格下限暂按-0.05元/千瓦时执行。后续结合市场价格运行实际，适时评估完善现货市场申报限价。

自7月1日政策执行起，部分新能源项目考虑到政策补贴、项目限电等因素，已修改现货申报价格为-50元/兆瓦时。

考虑到蒙西断面阻塞严重，各节点之间现货价格差异巨大，选取蒙西7月实时市场全网统一出清价作为参考标准。7月全月中，5号，11号，22号，29号出现了负电价，且集中在午间时段，符合高光伏装机比例下的现货市场规律。

从整体上来看，7月负电价情况并不严重，除政策刚发布部分新能源场站未能及时作出反应的原因外，较高的负荷和较低的新能源出力也是支撑电价的重要因素。随着后续负荷走低，在限电的逼迫下负电价将出现得更为频繁，如何平衡限电和负电价的收益将成为新能源场站思考的重点。

蒙西模式的全国性启示：企业如何把握改革红利

蒙西的先行实践为新能源企业应对全国市场化改革提供了三大关键指引：

收益模型需重构

告别 "固定电价躺赚" 思维，建立 "基础收益 + 市场波动收益" 的双轨模型。随着新能源全面入市，机制外电量占比将持续提升，新能源发电企业须提前布局市场化交易能力，以应对资产收益风险。

电量与电价需协同考量

现货市场申报价格下限调整并非蒙西个例。136 号文明确提出，申报价格下限应考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素确定。考虑新能源项目市场外的政策补贴、环境溢价后，更多省份可能逐步引入负电价机制。对无政策补贴的新能源项目而言，单纯追求发电量规模已不可持续，需建立 “电量 × 电价” 的综合收益评估体系，在出力时段优化、交易策略设计中实现量价协同。

政策跟踪需聚焦实操细节

各地执行细则存在差异，新能源发电企业需重点关注三大类条款：机制电量核定标准(如利用小时数、项目分类范围)、差价结算周期与方式、政策过渡期安排等实操规则。建议建立区域政策动态跟踪机制，将地方细则与项目开发节奏、运营策略深度绑定，避免政策衔接不畅导致的收益损失。

随着 136 号文在全国范围内加速落地，蒙西首笔机制电量结算的价值不仅在于 "首个"，更在于为行业提供了 "规则透明化、收益可预期" 的改革范本。对新能源企业而言，读懂蒙西模式、提前适应市场化结算逻辑，将成为抢占下一阶段发展先机的关键。