逐鹿136，湖南的实施细则如何定？看新疆、蒙西两西北能源基地与电力市场先行者的政策对比分析(连载研读二)
发布时间：
2025-07-09 10:00
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导语
继广东、广西、山东三省率先出台136号文件实施细则后，西北地区两个重要的新能源基地——新疆和内蒙近期也相继发布了新能源上网电价市场化改革的实施方案。6月22日，新疆发布《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）》（新发改能价〔2025〕350号）；5月29日，内蒙古自治区发布《深化蒙西电网新能源上网电价市场化改革实施方案》（内发改价费字〔2025〕660号）。
与中东部地区不同，新疆和蒙西作为我国重要的新能源基地，风光资源禀赋优异，新能源装机规模庞大，同时也是电力市场化改革的重要试点地区。其中：蒙西电网作为我国第5个转入正式运行的电力现货市场，2024年市场交易新能源电量占比已达92%以上；新疆新能源装机已突破1亿千瓦，是西北地区首个新能源装机过亿的省份，承担着重要的能源基地功能。两地在不同的发展基础上探索适合“自身特点”的政策路径。
本文将对新疆、蒙西两地可持续发展结算机制进行深入对比分析。
一、两地新能源现状
（一）新疆维吾尔自治区
新疆拥有丰富的风光资源，是全国重要的新能源基地。风资源属于第I-II类地区，大部分地区属于I类太阳能资源区。燃煤发电上网基准价为0.25元/千瓦时。
截至2024年底，新疆新能源装机容量突破1亿千瓦（风电装机4364万千瓦、光伏装机5666万千瓦），占全疆总装机的55%，成为第一大电源，风光装机规模是“十四五”初新疆装机规模的2.8倍，发展迅猛。2024年，新疆电网新能源发电量达到1161.6亿千瓦时，同比增长30.7%，新能源发电量增量超总电源发电量增量的80%。新疆疆内风电年利用小时数约2500小时左右，光伏年利用小时数约1500小时左右。
（二）内蒙古自治区蒙西电网
蒙西地区风光资源同样丰富，风资源属于第I-II类地区，太阳能资源属于I类地区。燃煤发电上网基准价为0.2829元/千瓦时。
截至2025年2月底，蒙西电网统调装机容量1.17亿千瓦，其中：风电装机容量3442万千瓦，光伏电力装机容量2089万千瓦，新能源装机占比为47%。风电年利用小时数约2400～2600小时左右，光伏年利用小时数约1550～1600小时左右。
从两地新能源现状看：两地新能源装机比例接近，其中新疆新能源装机占比达55%，已成为第一大电源；蒙西新能源装机占比为47%。风光资源方面，两者也十分接近，但新疆占国土面积约1/6，内蒙古约占1/8，土地资源新疆较多。在燃煤基准价方面，新疆为0.25元/千瓦时，蒙西为0.2829元/千瓦时，处于相近水平。
二、存量项目机制对比分析
（一）存量项目机制电量规模
新疆：按照补贴和平价项目两种类型分别确定，具体为：对于补贴项目，机制电量比例30%；对于平价项目，机制电量比例50%。机制电量规模中，补贴项目原则上衔接原优先电量规模，平价项目原则上按原优先电量和原目标上网电价支持政策折算电量之和确定。（注：2024年新疆平价风电光伏优先发电小时数分别为895小时、500小时）。目前，新疆电力市场化程度较低，新能源年度市场化交易电量达517亿千瓦时，但仍处于开展电力现货市场结算试运行阶段。
总体上看，新疆平价项目机制电量比例高于补贴项目，机制电量覆盖比例相对适中，本地消纳能力有限，需要通过合理的价格机制引导本地消纳。
蒙西：按照项目类型细化分类确定，具体为：一是分布式光伏、分散式风电、扶贫光伏、光热发电等项目的按实际上网电量安排；二是带补贴集中式风电、带补贴集中式光伏、风电特许权项目、光伏领跑者项目（不含中标价格低于蒙西煤电基准价项目）分别按照215小时、250小时、1220小时、1210小时对应的电量安排（见下表）；三是执行固定电价的新能源项目按实际上网电量。相关新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例，但不得超过上一年。
蒙西地区2025年6月1日前投产新能源存量项目保障电量一览表
总体上看，蒙西机制电量设计更加精细化，对不同项目类型给予“差异化保障”，分布式光伏、分散式风电等项目享受100%保障，历史政策延续性和保障度更高。
存量项目机制电量规模对比分析：
从分布式存量项目来看，蒙西的分布式光伏、分散式风电、扶贫光伏项目机制电量为实际上网电量，即100%覆盖；新疆未对分布式项目单独规定，统一按照补贴/平价项目分类，保障度不如蒙西。
从集中式项目来看，新疆按照补贴/平价分类，机制电量比例分别为30%、50%，覆盖比例明确且相对稳定；蒙西按照项目类型和历史政策设定对应小时数，保障程度因项目而异，特许权项目和领跑者项目保障小时数较高（1220、1210小时），补贴项目保障小时数较低（215、250小时）。
（二）存量项目机制电价水平
新疆：分补贴项目和平价项目分别确定，补贴项目机制电价为0.25元/千瓦时，平价项目机制电价为0.262元/千瓦时。
蒙西：原则上统一确定，纳入机制的电量机制电价为蒙西煤电基准价（0.2829元/千瓦时）；执行固定电价的新能源项目上网电量的机制电价仍按照原核定电价确定。
存量项目机制电价水平对比分析：
新疆采用分类定价，补贴项目按照燃煤基准价，平价项目略高于燃煤基准价（延续原有政策）。
蒙西采用统一定价，除执行固定电价的项目外，其他项目均按燃煤基准价执行，机制电价水平与当前保障性收购电价水平基本一致，能够较好保障存量项目的收益稳定。
但仅看绝对价格水平并不能反映真实的保障效果，需要综合考虑机制电价和机制电量规模：
新疆补贴项目：机制电价0.25元/千瓦时（相对较低），但补贴项目机制电量比例30%，对应风电约800小时、光伏约500小时的较高保障规模。
蒙西补贴项目：机制电价0.2829元/千瓦时（相对较高），但带补贴的项目机制电量仅为风电215小时、光伏250小时，保障规模有限。这种差异反映了两地电力市场发展阶段和面临挑战的不同：新疆面临巨大的消纳压力，需要通过一定的收益保障稳定存量项目，同时推动更多电量参与市场化消纳；蒙西电力现货市场发达，给予基础保障的同时更多依靠市场机制。
（三）存量项目机制电量执行期限
新疆：取项目剩余全生命周期合理利用小时数对应年限和投产满20年剩余年限中的较小者。
蒙西：统一按照国家相关文件规定执行。纳入机制的项目达到全生命周期合理利用小时数或项目投产满20年后，不再执行机制电价。原国家批复文件中明确项目利用小时数或运行年限的，按照国家要求执行。
存量项目机制电量执行期限对比分析：
两地在存量项目执行期限方面基本一致，均采用“全生命周期合理利用小时数”与“投产满20年”孰短原则。
（四）存量项目机制电量的绿电收益
两地均明确机制电量不能重复获取绿证收益。
新疆：做好改革与绿电绿证政策协同，纳入机制的电量不参与绿电交易结算、不重复获得绿证收益。
蒙西：强化改革与绿证政策协同，纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益。
关于机制电量对应的绿证收益如何处理？
两地政策文件均明确纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益。但未明确绿证收益是否由全体用户分享。
注：新疆在绿电交易方面发展迅速，2024年，新疆实现绿电交易20.8亿千瓦时、绿证交易2473万张；截至2025年3月底，今年新疆绿电交易电量达到52.6亿千瓦时，同比增长74.7%。2024年，内蒙古电力多边交易市场绿电交易成交总量超900亿千瓦时，处于全国领先地位。
（五）关于存量机制电量的月度分解
新疆：新能源项目机制电量按月分解，在年内清算。电力现货市场连续运行后，机制电量不开展其他形式的差价结算。政策文件未详细规定具体分解方式。
蒙西：将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。
存量机制电量的月度分解对比分析：
两地均采用年度总量控制、月度分解执行、年内滚动清算的模式，不支持跨年滚动，这与广东、广西等地保持一致。
主要差异在于分解方式的精细化程度：
蒙西明确考虑新能源实际发电能力、系统用电需求等因素，体现了对电力系统运行特性的深度理解；新疆政策相对简化，为后续实施留出了灵活空间。蒙西的分解方式既考虑了新能源出力的季节性特征，也兼顾了系统负荷需求，有利于提高机制电量的利用效率和系统运行的经济性。
三、增量项目机制对比分析
（一）增量项目机制电量规模确定方式
新疆：机制电量规模原则上参照存量平价项目机制电量规模比例以及增量项目上网电量确定。
蒙西：为促进集中式、分布式（分散式）等各类新能源项目公平参与市场，进一步深化上网电价市场化改革，衔接现行电力交易政策，暂不安排新增纳入机制的电量。后续根据年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素，结合电力市场运行实际及新能源项目收益等再行统筹考虑。
（二）增量项目机制电价形成机制
新疆：机制电价采用边际出清方式、通过分类竞价形成。竞价上限衔接原新能源目标上网电价，初期考虑成本因素、避免无序竞争等设定竞价下限，竞价区间暂定0.15元/千瓦时—0.262元/千瓦时。竞价按年组织，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竞价。
蒙西：若后续年度安排纳入机制的电量，可按年度组织已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与，通过竞价形成，自治区价格主管部门会同能源主管部门明确机制电价竞价上下限及执行期限，委托内蒙古电力公司制定具体竞价规则并组织开展具体竞价工作，竞价规则应报自治区价格主管部门和能源主管部门备案。
（三）增量项目执行期限
新疆：增量项目考虑回收项目初始投资平均期限，执行期限10年。
蒙西：若后续安排增量项目纳入机制，执行期限等具体规则待进一步明确。
（四）增量项目机制对比分析
政策取向差异明显：新疆明确了增量项目的机制设计，体现了对新能源持续发展的支持；蒙西暂不安排增量项目纳入机制，体现了对市场化机制的信心和依赖。
竞价机制设计：新疆已明确竞价区间和组织方式，竞价下限0.15元/千瓦时体现了对新能源成本下降的充足信心，也透露出倾向于通过机制筛选出发电成本更低的项目；蒙西虽预留了竞价机制，但具体价格待定。
执行期限考虑：新疆的10年执行期限考虑了项目投资回收周期及新能源发电成本下降的预期。
四、总结与启示
综上所述，新疆、蒙西两地在存量项目的机制电量设计上各具特色，在具体机制设计上体现了不同的政策取向和市场化程度。与中东部地区相比，机制电量比例偏低。两地的实施细则突出体现以下二个主要特点：一是消纳压力下的倒逼机制。新疆新能源装机已超1亿千瓦，本地消纳能力有限，面临巨大的消纳压力。如果像中东部地区一样给予高比例保障，将有大量电量躺在固定电价上，严重加剧消纳困难。因此，新疆采用相对较低的机制电量保障（30%～50%），通过适度保障+倒逼市场化的组合拳，既给存量项目收益底线，又推动剩余电量必须通过省内市场、跨省跨区交易、绿电交易等多元化途径寻找消纳出路。二是高市场化下的精准保障。蒙西作为电力现货市场先行者，具备了依靠市场机制解决新能源发展问题的基础条件。在此背景下，政策设计无需像东部地区那样给予高比例保障，而是在高度市场化的基础上给予存量项目精准而有限的基础保障，主要依靠发达的电力现货市场解决项目收益问题。
启示与思考，对于不同的地区需要“量体裁衣”，采用不同的模式，进行具体的实施政策设计。“西部基地模式”，适用于新能源装机规模大、面临消纳压力、需要依靠市场化手段解决发展问题的地区，通过低保障+市场化的组合破解消纳难题。
对于中东部地区的重要启示是：需要准确评估自身在新能源发展规模、非水可再生能源消纳责任权重、消纳能力、市场化程度等方面的定位，在“高保障模式”“低保障+市场化模式”（适度托底）之间寻找平衡点。
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