赤峰市、通辽市、呼伦贝尔市、兴安盟、满洲里市发展改革委、能源局，国网内蒙古东部电力有限公司，内蒙古东部电力交易中心有限公司，各有关发电企业：
各省、自治区、直辖市人民政府，国务院各部委、各直属机构：
为贯彻落实国家发展改革委、国家能源局《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）文件精神，我们组织制定了《深化蒙东电网新能源上网电价市场化改革实施方案》，现印发给你们。
发展光伏产业对调整能源结构、推进能源生产和消费革命、促进生态文明建设具有重要意义。
请电网企业及电力交易机构认真做好组织落实，各盟市发展改革委、能源局要积极配合做好政策宣传和解读，密切跟踪改革落实情况，重要情况及时报告自治区发展改革委、能源局。
附件：《深化蒙东电网新能源上网电价市场化改革实施方案》
近年来，我国光伏产业快速发展，光伏电池制造产业规模迅速扩大，市场占有率位居世界前列，光伏电池制造达到世界先进水平，多晶硅冶炼技术日趋成熟，形成了包括硅材料及硅片、光伏电池及组件、逆变器及控制设备的完整制造产业体系。
光伏发电国内应用市场逐步扩大，发电成本显著降低，市场竞争力明显提高。
当前，在全球光伏市场需求增速减缓、产品出口阻力增大、光伏产业发展不协调等多重因素作用下，我国光伏企业普遍经营困难。
同时，我国光伏产业存在产能严重过剩、市场无序竞争，产品市场过度依赖外需、国内应用市场开发不足，技术创新能力不强、关键技术装备和材料发展缓慢，财政资金支持需要加强、补贴机制有待完善，行业管理比较薄弱、应用市场环境亟待改善等突出问题，光伏产业发展面临严峻形势。
为贯彻落实国家发展改革委、国家能源局《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）文件精神，加快构建新型电力系统，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，推动新能源高质量发展，制定深化蒙东电网新能源上网电价市场化改革实施方案。
光伏产业是全球能源科技和产业的重要发展方向，是具有巨大发展潜力的朝阳产业，也是我国具有国际竞争优势的战略性新兴产业。
我国光伏产业当前遇到的问题和困难，既是对产业发展的挑战，也是促进产业调整升级的契机，特别是光伏发电成本大幅下降，为扩大国内市场提供了有利条件。
蒙东电力市场不断加快建设，坚决扛起市场化改革大旗不动摇，2024年市场交易新能源电量占比已达91%以上，为深化新能源上网电价市场化改革创造了坚实基础和有利条件。
要坚定信心，抓住机遇，开拓创新，毫不动摇地推进光伏产业持续健康发展。
要坚持市场化改革方向，持续推动新能源（风电、太阳能发电，下同）上网电量全面进入电力市场，通过市场交易形成价格。
要坚持责任公平承担，不断完善适应新能源发展的市场交易和价格机制，推动新能源公平参与市场交易。
要坚持分类施策，区分存量项目和增量项目，建立新能源可持续发展价格结算机制，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期。
深入贯彻党的十八大精神，以邓小平理论、“三个代表”重要思想、科学发展观为指导，创新体制机制，完善支持政策，通过市场机制激发国内市场有效需求，努力巩固国际市场；
要坚持统筹协调，行业管理、价格机制、绿色能源消费等政策协调发力，完善电力市场体系，更好支撑新能源发展规划目标实现。
健全标准体系，规范产业发展秩序，着力推进产业重组和转型升级；
完善市场机制，加快技术进步，着力提高光伏产业发展质量和效益，为提升经济发展活力和竞争力作出贡献。
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。
新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。
在扩大光伏发电应用的同时，控制光伏制造总产能，加快淘汰落后产能，着力推进产业结构调整和技术进步。
鼓励分布式、分散式新能源项目作为独立的经营主体参与市场，也可聚合后参与市场。
未选择直接参与市场交易或未聚合的项目，默认作为价格接受者。
统筹考虑国内外市场需求、产业供需平衡、上下游协调等因素，采取综合措施解决产业发展面临的突出问题。
参与跨省跨区交易的新能源电量，市场交易电价和交易机制按照国家、自治区关于跨省跨区送电相关政策执行。
发挥市场机制在推动光伏产业结构调整、优胜劣汰、优化布局以及开发利用方面的基础性作用。
蒙东电力现货市场运行后，推动全部新能源电量参与现货市场中的实时市场。
对不同光伏企业实行区别对待，重点支持技术水平高、市场竞争力强的骨干优势企业发展，淘汰劣质企业。
考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素，申报价格下限暂定-0.05元/千瓦时。
加强政策的协调配合和行业自律，支持地方创新发展方式，调动地方、企业和消费者的积极性，共同推动光伏产业发展。
蒙东电力现货市场运行后，结合市场价格运行实际，适时评估调整现货市场申报限价。
把扩大国内市场、提高技术水平、加快产业转型升级作为促进光伏产业持续健康发展的根本出路和基本立足点，建立适应国内市场的光伏产品生产、销售和服务体系，形成有利于产业持续健康发展的法规、政策、标准体系和市场环境。
中长期交易按工作日连续开展，允许供需双方结合新能源出力特点，合理确定中长期合同的量价、曲线等内容，并根据实际灵活调整。
2013—2015年，年均新增光伏发电装机容量1000万千瓦左右，到2015年总装机容量达到3500万千瓦以上。
完善绿色电力交易政策，申报和成交价格应分别明确电能量价格和相应绿证价格。
加快企业兼并重组，淘汰产品质量差、技术落后的生产企业，培育一批具有较强技术研发能力和市场竞争力的龙头企业。
鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议，提前管理市场风险、形成稳定供求关系。
加快技术创新和产业升级，提高多晶硅等原材料自给能力和光伏电池制造技术水平，显著降低光伏发电成本，提高光伏产业竞争力。
电力交易机构可在合理衔接、风险可控的前提下，积极探索开展多年期交易。
保持光伏产品在国际市场的合理份额，对外贸易和投融资合作取得新进展。
新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制，自治区价格主管部门会同能源主管部门按照国家原则要求明确纳入机制的新能源电价水平（以下简称机制电价）、电量规模、执行期限。
鼓励各类电力用户按照“自发自用，余量上网，电网调节”的方式建设分布式光伏发电系统。
对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由国网蒙东电力公司开展差价结算，结算费用纳入系统运行费。
优先支持在用电价格较高的工商业企业、工业园区建设规模化的分布式光伏发电系统。
（五）新能源可持续发展价格结算机制的电量规模、机制电价和执行期限。
支持在学校、医院、党政机关、事业单位、居民社区建筑和构筑物等推广小型分布式光伏发电系统。
在城镇化发展过程中充分利用太阳能，结合建筑节能加强光伏发电应用，推进光伏建筑一体化建设，在新农村建设中支持光伏发电应用。
电量规模，衔接目前具有保障性质的上网电量规模确定，保持该部分电量收益基本稳定。
依托新能源示范城市、绿色能源示范县、可再生能源建筑应用示范市（县），扩大分布式光伏发电应用，建设100个分布式光伏发电规模化应用示范区、1000个光伏发电应用示范小镇及示范村。
一是分布式光伏、分散式风电、扶贫光伏等项目的实际上网电量；
开展适合分布式光伏发电运行特点和规模化应用的新能源智能微电网试点、示范项目建设，探索相应的电力管理体制和运行机制，形成适应分布式光伏发电发展的建设、运行和消费新体系。
二是现货市场连续运行前，带补贴集中式风电、带补贴集中式光伏、风电供热试点项目、风电特许权项目继续按照790小时、635小时、1900小时、1900小时对应的电量安排（2025年按照剩余月份相应比例折算）；
支持偏远地区及海岛利用光伏发电解决无电和缺电问题。
现货市场连续运行后，带补贴集中式风电、带补贴集中式光伏、风电供热试点项目、风电特许权项目分别按照380小时、420小时、760小时、720小时对应的电量安排。
鼓励在城市路灯照明、城市景观以及通讯基站、交通信号灯等领域推广分布式光伏电源。
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。
机制电价，纳入机制的电量机制电价为蒙东煤电基准价（0.3035元/千瓦时）。
按照“合理布局、就近接入、当地消纳、有序推进”的总体思路，根据当地电力市场发展和能源结构调整需要，在落实市场消纳条件的前提下，有序推进各种类型的光伏电站建设。
当市场环境发生重大变化时，结合市场价格运行实际适时调整机制电价水平。
执行期限，参照《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》（国发〔2013〕24号）、《财政部关于〈关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见〉有关事项的补充通知》（财建〔2020〕426号）等文件规定，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。
协调光伏电站与配套电网规划和建设，保证光伏电站发电及时并网和高效利用。
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。
积极妥善应对国际贸易摩擦，推动建立公平合理的国际贸易秩序。
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。
加强对话协商，推动全球产业合作，规范光伏产品进出口秩序。
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。
鼓励光伏企业创新国际贸易方式，优化制造产地分布，在境外开展投资生产合作。
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，委托国网蒙东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。
鼓励企业实施“引进来”和“走出去”战略，集聚全球创新资源，促进光伏企业国际化发展。
对纳入机制的电量，由国网蒙东电力公司每月按机制开展差价结算，将市场交易均价与机制电价的差额纳入系统运行费。
现货市场连续运行前，市场交易均价原则上按照年度分月及月度发电侧中长期市场同类项目各时段加权平均价格确定；
严格控制新上单纯扩大产能的多晶硅、光伏电池及组件项目。
现货市场连续运行后，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。
光伏制造企业应拥有先进技术和较强的自主研发能力，新上光伏制造项目应满足单晶硅光伏电池转换效率不低于20%、多晶硅光伏电池转换效率不低于18%、薄膜光伏电池转换效率不低于12%，多晶硅生产综合电耗不高于100千瓦时/千克。
将每年纳入机制的电量分解至月度，月度机制电量为各月机制电量分解比例与预计上网电量的乘积，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，初期暂按年度机制电量规模占预测年上网电量比例确定。
加快淘汰能耗高、物料循环利用不完善、环保不达标的多晶硅产能，在电力净输入地区严格控制建设多晶硅项目。
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。
现货市场连续运行后，初期纳入机制的电量不再开展其他类型的差价结算。
为保障电能量市场与机制电量相衔接，机制电量分时段分解比例原则按月度机制电量与实际上网电量比例确定。
加强政策引导和推动，建立健全淘汰落后产能长效机制，加快关停淘汰落后光伏产能。
重点支持技术水平高、市场竞争力强的多晶硅和光伏电池制造企业发展，培育形成一批综合能耗低、物料消耗少、具有国际竞争力的多晶硅制造企业和技术研发能力强、具有自主知识产权和品牌优势的光伏电池制造企业。
纳入机制的新能源项目在执行期限内可以自主向国网蒙东电力公司申请退出部分或全部纳入机制的电量，自行参加市场。
引导多晶硅产能向中西部能源资源优势地区聚集，鼓励多晶硅制造企业与先进化工企业合作或重组，降低综合电耗、提高副产品综合利用率。
纳入机制的新能源项目执行到期后，国网蒙东电力公司组织做好审核退出，并提前告知企业。
新能源项目执行到期，或者在期限内自愿退出的，均不再纳入机制执行范围。
通过实施新能源集成应用工程，支持高效率晶硅电池及新型薄膜电池、电子级多晶硅、四氯化硅闭环循环装置、高端切割机、全自动丝网印刷机、平板式镀膜工艺、高纯度关键材料等的研发和产业化。
提高光伏逆变器、跟踪系统、功率预测、集中监控以及智能电网等技术和装备水平，提高光伏发电的系统集成技术能力。
支持企业开发硅材料生产新工艺和光伏新产品、新技术，支持骨干企业建设光伏发电工程技术研发和试验平台。
自治区发展改革委会同能源局协调解决实施过程中遇到的问题，加强政策宣传解读，及时回应社会关切。
自治区能源局要完善现货市场、中长期市场交易规则及绿色电力交易政策，做好与国家政策要求的衔接。
国网蒙东电力公司要结合政策要求，做好竞价、结算、退出规则制定和合同签订等工作，并对新能源可持续发展价格结算机制执行结果单独归集。
鼓励企业加强国际研发合作，开展光伏产业前沿、共性技术联合研发。
鼓励有条件的国内光伏企业和基地与国外研究机构、产业集群建立战略合作关系。
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。
支持有关科研院所和企业建立国际化人才引进和培养机制，重点培养创新能力强的高端专业技术人才和综合管理人才。
电网企业可通过市场化方式采购新能源电量作为代理购电来源。
积极参与光伏行业国际标准制定，加大自主知识产权标准体系海外推广，推动检测认证国际互认。
新能源参与市场后因报价等因素未上网电量，不纳入新能源利用率统计和考核。
坚决纠正不当干预电力市场行为，不向新能源不合理分摊费用，不将配储作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。
自治区发展改革委会同能源局、国网蒙东电力公司密切跟踪市场价格波动、新能源发电成本和收益变化、终端用户电价水平等，持续优化政策实施，增强市场价格信号对新能源发展的引导作用。
各地区可根据国家光伏产业发展规划和本地区发展需要，编制实施本地区相关规划及实施方案。
结合新能源技术进步、电力市场发展、绿色电力消费增长和绿证市场发展等情况，自治区适时对新能源可持续发展价格结算机制进行评估优化，条件成熟时择机退出。
加强全国规划与地方规划、制造产业与发电应用、光伏发电与配套电网建设的衔接和协调。
本实施方案自2025年7月1日起实施，实施过程中如有问题请及时反馈自治区发展改革委、能源局。
如国家新能源上网电价政策调整变化，按国家政策相应调整。
完善光伏电站和分布式光伏发电项目建设管理制度，促进光伏发电有序发展。
建立健全光伏材料、电池及组件、系统及部件等标准体系，完善光伏发电系统及相关电网技术标准体系。
制定完善适合不同气候区及建筑类型的建筑光伏应用标准体系,在城市规划、建筑设计和旧建筑改造中统筹考虑光伏发电应用。
加强硅材料及硅片、光伏电池及组件、逆变器及控制设备等产品的检测和认证平台建设，健全光伏产品检测和认证体系，及时发布符合标准的光伏产品目录。
制定完善并严格实施光伏制造行业规范条件，规范光伏市场秩序，促进落后产能退出市场，提高产业发展水平。
实行光伏电池组件、逆变器、控制设备等关键产品检测认证制度，未通过检测认证的产品不准进入市场。
严格执行光伏电站设备采购、设计监理和工程建设招投标制度，反对不正当竞争，禁止地方保护。
加强对《中华人民共和国可再生能源法》及配套政策的执法监察。
地方各级政府不得以征收资源使用费等名义向太阳能发电企业收取法律法规规定之外的费用。
电网企业要加强与光伏发电相适应的电网建设和改造，保障配套电网与光伏发电项目同步建成投产。
积极发展融合先进储能技术、信息技术的微电网和智能电网技术，提高电网系统接纳光伏发电的能力。
接入公共电网的光伏发电项目，其接网工程以及接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。
接入用户侧的分布式光伏发电，接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。
各电网企业要为光伏发电提供并网服务，优化系统调度运行，优先保障光伏发电运行，确保光伏发电项目及时并网，全额收购所发电量。
简化分布式光伏发电的电网接入方式和管理程序，公布分布式光伏发电并网服务流程，建立简捷高效的并网服务体系。
对分布式光伏发电项目免收系统备用容量费和相关服务费用。
开放用户侧分布式电源建设，支持和鼓励企业、机构、社区和家庭安装、使用光伏发电系统。
鼓励专业化能源服务公司与用户合作，投资建设和经营管理为用户供电的光伏发电及相关设施。
对分布式光伏发电项目实行备案管理，豁免分布式光伏发电应用发电业务许可。
对不需要国家资金补贴的分布式光伏发电项目，如具备接入电网运行条件，可放开规模建设。
分布式光伏发电全部电量纳入全社会发电量和用电量统计，并作为地方政府和电网企业业绩考核指标。
自发自用发电量不计入阶梯电价适用范围，计入地方政府和用户节能量。
根据资源条件和建设成本，制定光伏电站分区域上网标杆电价，通过招标等竞争方式发现价格和补贴标准。
根据光伏发电成本变化等因素，合理调减光伏电站上网电价和分布式光伏发电补贴标准。
根据光伏发电发展需要，调整可再生能源电价附加征收标准，扩大可再生能源发展基金规模。
严格可再生能源电价附加征收管理，保障附加资金应收尽收。
完善补贴资金支付方式和程序，对光伏电站，由电网企业按照国家规定或招标确定的光伏发电上网电价与发电企业按月全额结算；
对分布式光伏发电，建立由电网企业按月转付补贴资金的制度。
中央财政按季度向电网企业预拨补贴资金，确保补贴资金及时足额到位。
完善中央财政资金支持光伏产业发展的机制，加大对太阳能资源测量、评价及信息系统建设、关键技术装备材料研发及产业化、标准制定及检测认证体系建设、新技术应用示范、农村和牧区光伏发电应用以及无电地区光伏发电项目建设的支持。
对分布式光伏发电自发自用电量免收可再生能源电价附加等针对电量征收的政府性基金。
企业研发费用符合有关条件的，可按照税法规定在计算应纳税所得额时加计扣除。
企业符合条件的兼并重组，可以按照现行税收政策规定，享受税收优惠政策。
金融机构要继续实施“有保有压”的信贷政策，支持具有自主知识产权、技术先进、发展潜力大的企业做优做强，对有市场、有订单、有效益、有信誉的光伏制造企业提供信贷支持。
根据光伏产业特点和企业资金运转周期，按照风险可控、商业可持续、信贷准入可达标的原则，采取灵活的信贷政策，支持优质企业正常生产经营，支持技术创新、兼并重组和境外投资等具有竞争优势的项目。
创新金融产品和服务，支持中小企业和家庭自建自用分布式光伏发电系统。
严禁资金流向盲目扩张产能项目和落后产能项目建设，对国家禁止建设的、不符合产业政策的光伏制造项目不予信贷支持。
对利用戈壁荒滩等未利用土地建设光伏发电项目的，在土地规划、计划安排时予以适度倾斜，不涉及转用的，可不占用土地年度计划指标。
探索采用租赁国有未利用土地的供地方式，降低工程的前期投入成本。
光伏发电项目使用未利用土地的，依法办理用地审批手续后，可采取划拨方式供地。
各有关部门要根据本意见要求，按照职责分工抓紧制定相关配套文件，完善光伏发电价格、税收、金融信贷和建设用地等配套政策，确保各项任务措施的贯彻实施。
各省级人民政府要加强对本地区光伏产业发展的管理，结合实际制定具体实施方案，落实政策，引导本地区光伏产业有序协调发展。
健全行业组织机构，充分发挥行业组织在加强行业自律、推广先进技术和管理经验、开展统计监测和研究制定标准等方面的作用。
加强产业服务，建立光伏产业监测体系，及时发布行业信息，搭建银企沟通平台，引导产业健康发展。