新疆蒙西“136号文”配套细则发布，地方新能源全面入市加速

作者 | 杨锐

编辑 | 杨锐

排版校对 | 甘惠淇

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各地新能源全面入市地方方案陆续公布。

6月25日，新疆发改委官网发布《深化新能源上网电价市场化改革 助力新能源高质量发展》（下称《方案》）和《自治区贯彻落实深化新能源上网电价市场化改革实施方案（试行）》政策解读。

同日，内蒙古自治区发展改革委、能源局印发了《深化蒙西电网新能源上网电价市场化改革实施方案》。蒙西136号文承接文件正式印发，并将于2025年7月1日起实施。

这也意味着新疆和蒙西“136号文”的承接方案终于落地。

早在2022年，新疆先行推动平价新能源项目进入电力市场，并创新实施了目标上网电价支持政策，即以0.262元/千瓦时为目标价、以市场交易均价为基准，对平价新能源项目市场化电量实施差价补贴。

从此次的方案来看，新疆对2025年6月1日以前投产的存量项目，区分补贴项目和平价项目。

其中，补贴项目机制电价0.25元/千瓦时、机制电量比例为其上网电量的30%；平价项目机制电价0.262元/千瓦时、机制电量比例为其上网电量的50%。而为顺利开展增量新能源项目竞价工作，《方案》提出，增量项目采用边际出清方式、分类型（风电、太阳能）竞价形成机制电价，竞价区间暂定0.150元/千瓦时-0.262元/千瓦时；竞价工作每年组织一次，由已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与。

而关于机制电价差价结算问题，新疆在《方案》中明确指出，对纳入机制的电量，国网新疆电力有限公司每月按机制电价开展差价结算，将同类型项目市场交易均价与机制电价的差额，纳入系统运行费“新能源可持续发展价格结算机制差价结算费用”科目。国网新疆电力有限公司具体编制差价结算细则，负责组织签订差价协议、开展差价电费结算、及时公布结算情况等工作。

从蒙西方案来看，对于存量项目，当地对分布式光伏、分散式风电、扶贫光伏、光热发电等项目的实际上网电量安排机制电量，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=机制电量， 执行固定电价的新能源项目实际上网电量安排机制电量。

机制电价方面，《方案》规定为蒙西燃煤基准价0.2829元/千瓦时，执行固定电价的新能源项目机制电价仍按照原核定电价确定。增量项目暂不安排纳入机制的电量。

事实上，136号文开启了新能源全面市场化的价格形成机制，注定在我国电价改革历程中占据一席之地。

据《南方能源观察》报道透露，山东、广东等十余省区正在密集推进相关落地方案。

此前的5月29日，内蒙古自治区发展改革委、能源局印发《深化蒙东电网新能源上网电价市场化改革实施方案》，这是国家发展改革委、国家能源局发布《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》（发改价格〔2025〕136号）后，首个发布正式实施方案的地方，标志着136号文落地序幕拉开。

更早前的5月7日，山东就《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》及配套《新能源机制电价竞价实施细则（征求意见稿）》，向能源监管机构、电网企业、相关发电企业征求意见。

5月12日，广东就《广东新能源增量项目可持续发展价格结算机制竞价规则（征求意见稿）》和《广东省新能源发电项目可持续发展价格结算机制差价结算规则（征求意见稿）》向市场成员征求意见。

据不完全统计，除广东、山东外，浙江、江苏、湖南、湖北、辽宁等省区也陆续就落地方案向相关市场主体征求意见。

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“考虑非机制电量部分以及增量项目的机制电价均取决于市场供需，且风光新能源作为高经营杠杆行业对于利用小时极为敏感，在电价机制明确后，限电情况如何将成为区域内项目盈利核心的影响因素。”中信证券在相关研报中指出，因目前新疆区域内消纳已有压力且光伏出力曲线分布极其不均衡，预计新疆增量光伏项目所面临压力将明显高于风电。

平衡电价水平与新能源产业投资是省级出台方案的主要难点。

136号文规定，将市场交易均价与机制电价的差额纳入当地系统运行费用，意味着这部分费用将向用户侧疏导，在现有供需形式和电价水平背景下，如果机制电量较多、机制电价较高、执行期限较长，将利好地方新能源，而用户则将承受一定的电价压力，反之亦然。在实际操作中，还需要考虑当地年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况等因素。

浙江、江苏等东部沿海省份是用电大省，省内电力负荷需求高，当地新能源投资建设空间有限。在1月23日举办的浙江省2025年经济政策新闻发布会上，浙江提出力争2025年全省工商业电价下降0.03元/千瓦时，降电价利好招商引资意图明显。

“随着改革的推进，市场主体逐渐接受了由市场机制决定价格。”据业内电力从业者说，浙江、江苏、湖南、湖北等省份都有“稳电价”的需求。“其实终端电价还是有一定的承受空间的，但每个省都想在招商引资过程中处于更有利的位置。”

但对于“三北”等新能源富集地区来说，新能源产业仍然是其经济社会发展的支柱之一，这就需要相较其他省区更优的电价政策吸引新增投资，设计一定比例的机制电量能够帮助其达成这一目标。

与此同时，“三北”地区电价敏感型用户数量多、规模大，也导致其制定电价政策需格外谨慎。

新疆地区风光资源禀赋优势突出，近年来新能源装机增长迅速，截止2024年底，新疆地区风光装机规模已分别增至4708/4872万千瓦，风光上网电量分别为708/380亿千瓦时，风光在2024年新疆用电量中占比已经增至25.7%。

受装机高速增长影响，新疆地区新能源消纳压力已有明显抬头，2025年4月，新疆地区的风电、光伏利用率已经分别降低至88.9%/88.0%，双双跌破90%。

而内蒙古也是新能源重镇，拥有全国一半以上的风能资源和超五分之一的太阳能资源，风光资源技术可开发量约108亿千瓦。截至2024年底，内蒙古自治区新能源总装机规模达1.35亿千瓦，全区年度新能源累计发电量超2000亿千瓦时。

当前，作为全国第5个转入正式运行的电力现货市场，蒙西电网2024年市场交易新能源电量占比已达92%。在集中式新能源项目上网电量已基本全部进入电力市场的基础上，推动分布式光伏、分散式风电、扶贫光伏等新能源项目上网电量参与市场交易，实现新能源项目上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。

据业内反应，136号文落地之后，总体而言，未来新能源投资建设肯定会更加趋于理性。

“建议新能源场站在竞价阶段理性报价，首先，不要寄望于‘高个子’边际定价而申报显著低于成本的价格；其次，在竞价出清电价低于长期市场化价格时酌情弃掉机制电量。”上海绿肆数创新能源科技有限公司技术总监龚昭宇就在接受媒体采访时表示。

作为新能源行业的投资者，中建投租赁股份有限公司市场一部负责人蒋恩朋说，目前业界已基本达成共识，未来新能源上网电价将呈下降趋势，希望在下行的过程中给予新能源更多适应的时间。

可以预见，新能源投资将更加理性，以市场交易能够取得的收益作为投资决策的基础。“相信新能源行业依然会高速发展。”蒋恩朋说。