5月29日，內蒙古自治區發改委、能源局印發《深化蒙東電網新能源上網電價市場化改革實施方案》的通知。

根據文件，在集中式新能源項目上網電量已基本全部進入電力市場的基礎上，推動分布式光伏、分散式風電、扶貧光伏等新能源項目上網電量參與市場交易，現貨市場運行后推動全部新能源電量參與現貨市場中的實時市場。

現貨市場申報價格上限暫定為1.5元/千瓦時；考慮新能源在電力市場外可獲得的其他收益等因素，申報價格下限暫定-0.05元/千瓦時。

2024年市場交易新能源電量占比已達91%以上，為深化新能源上網電價市場化改革創造了堅實基礎和有利條件。

在具體的機制電價細則方面，存量項目：分布式光伏、分散式風電、扶貧光伏等項目的實際上網電量銜接現有的保障性政策。帶補貼集中式風電、集中式光伏、風電供熱試點、風電特許權項目，現貨市場連續運行前按照790小時、635小時、1900小時、1900小時對應的電量安排；現貨市場連續運行后按照380小時、420小時、760小時、720小時對應的電量安排。

機制電價：納入機制的電量機制電價為蒙東煤電基準價(0.3035元/千瓦時)。當市場環境發生重大變化時，結合市場價格運行實際適時調整機制電價水平。

增量項目：銜接現行電力交易政策，暫不安排新增納入機制的電量。后續根據年度非水電可再生能源電力消納責任權重完成情況，以及用戶承受能力等因素，結合電力市場運行實際及新能源項目收益等再行統籌考慮。

若后續年度安排納入機制的電量，可按年度組織已投產和未來12個月內投產、且未納入過機制執行范圍的項目自愿參與，通過競價形成，主管部門確定電價上下限。

結算方式：對納入機制的電量，由國網蒙東電力公司每月按機制開展差價結算，將市場交易均價與機制電價的差額納入系統運行費。現貨市場連續運行前，市場交易均價原則上按照年度分月及月度發電側中長期市場同類項目各時段加權平均價格確定；現貨市場連續運行后，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。

退出機制：納入機制的新能源項目在執行期限內可以自主向國網蒙東電力公司申請退出部分或全部納入機制的電量，自行參加市場。