文 | 山西省发展改革委
8月20日，山西省发展改革委发布关于公开征求《山西省深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展实施方案 （征求意见稿）》意见的通知，同时，还发布了《山西省存量新能源项目机制电价实施细则》和《山西省增量新能源项目机制电价实施细则》。
文件对新能源项目的机制电价、机制电量、执行期限、竞价方式等内容进行了明确。
同时制定了一系列配套措施。包括：规范电能量市场结算规则、健全中长期市场交易和价格机制、优化现货市场交易和价格机制、完善绿色电力交易机制、规范辅助服务市场机制、建全发电侧容量补偿机制、优化代理购电电量采购机制、健全新能源消纳衔接机制、建立发电机组成本调查制度、建立电力市场价格监测体系。
文件提到，发电侧容量补偿适用范围适时由煤电拓展至天然气发电、风电、光伏、抽水蓄能、新型储能等。容量补偿实行统一的电价标准，容量补偿费用由容量补偿标准、有效容量、供需系数共同确定。探索建立市场化容量补偿机制，推动由补偿传统机组固定成本缺额向市场保障系统长期容量充裕度转变，通过市场发现容量价格，在发电侧逐步形成“电能量+容量”的两部制市场价格体系。
存量项目
2025年6月1日（不含）以前
机制电量：
新能源项目机制电量按照其上网电量乘以其机制电量比例确定。
机制电量比例原则上按照具体新能源项目2022年7月至2025年5月非市场化电量平均占比确定。
“自发自用、余电上网”分布式项目，年度机制电量总规模按项目2024年实际上网电量确定。2024年以及2025年1-5月投产的项目，按年度进行折算确定。
2025年，新能源项目可在核定的机制电量比例范围内自主确定执行机制的电量比例；2026年及以后，新能源项目每年可自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年。
机制电价：
按现行燃煤发电基准价确定为0.332元/千瓦时（含税）。
机制电量每月按机制电价与市场交易均价的差价进行场外结算。机制电量只进行一次差价结算。
纳入机制且确定年度机制电量总规模的新能源项目，若当年已结算机制电量达到年度机制电量总规模，则当月超过部分及后续月不再执行机制电价，若年底仍未达到年度机制电量总规模，则缺额部分不再执行机制电价，不进行跨年滚动。
执行期限：
机制电价自2026年1月1日起执行，按项目剩余全生命周期合理利用小时数对应年份（具体到月）与投产满20年对应年份（具体到月）较早者确定。
全生命周期合理利用小时按照以下原则确定：
风力发电项目，我省各市均为四类资源区，全生命周期合理利用小时数为36000小时。
光伏发电项目，我省大同、朔州、忻州、阳泉为二类资源区，项目全生命周期合理利用小时数为26000小时；其他各市为三类资源区，项目全生命周期合理利用小时数为22000小时。
国家确定的光伏领跑者基地项目和2019年、2020年竞价项目全生命周期合理利用小时数在所在资源区小时数基础上增加10%。
增量项目
2025年6月1日（含）以后
机制电量：
年度机制电量总规模与现有新能源非市场化电量比例适当衔接，考虑用户承受能力、国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及电力市场建设等因素确定。
年度机制电量总规模=年度新能源预计投产规模×合理利用小时数×（1-新能源平均厂用电率）×机制电量比例×调节系数。初期，年度机制电量总规模可分风电、光伏两种类型分别确定。
其中，年度新能源预计投产规模根据能源投产规划、计划确定；合理利用小时数按照风电、光伏近三年平均值确定；新能源平均厂用电率按照近三年全省平均水平确定；机制电量比例原则上按照新能源项目2022年7月至2025年5月非市场化电量平均占比确定；调节系数根据非水可再生能源消纳责任权重完成情况设定。
单个项目的机制电量通过竞价确定。
项目申报机制电量上限=项目装机容量×近三年本地区同类型电源平均发电利用小时数×（1-平均厂用电率）×上限比例
“自发自用、余电上网”项目申报机制电量上限=项目装机容量×近三年本地区同类型电源平均发电利用小时数×（1-平均厂用电率）×上限比例（含自发自用电量）
近三年本地区同类型电源平均发电利用小时数，本地区指所在设区市。
平均厂用电率按照近三年全省平均水平确定，其中低压分布式光伏项目（380V/220V）暂按0考虑。
上限比例根据电力市场建设及新能源发展等情况确定。
机制电价：
机制电价由竞价形成，竞价采用边际出清方式确定出清价格，根据新能源项目的申报电量、申报价格，按申报价格由低到高排序，申报价格相同时，按申报时间优先排序，直至申报电量满足竞价电量总规模。最后入选项目申报电价即为当年所有入选项目的机制电价，但不得高于竞价上限，成交的最后一个项目其入选电量不足申报电量的按申报电量全额成交。初期，考虑新能源项目成本差异较大，具备竞争条件的，按风电、光伏两类分别组织竞价，分别形成机制电价。
竞价上限考虑增量项目合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定。初期，为避免无序竞争，设定竞价下限，竞价下限考虑最先进电站造价水平（仅包含固定成本）折算度电成本（不含收益）确定。首次竞价上限按我省燃煤发电基准价格确定为0.332元/千瓦时（含税），下限为0.199元/千瓦时（含税）。
执行期限：
执行期限按照风电、光伏项目回收初始投资（不考虑相关收益）的平均期限确定。
执行机制电价的起始时间：
入选当年投产的项目，按入选时间开始执行；入选当年未投产的项目，自竞价申报投产时间的次月1日起开始执行。
2025年首次竞价入选的项目，自2026年1月1日起开始执行，其中自然人户用分布式光伏项目自投产之日起执行。
未按申报日期投产的项目，实际投产日期前覆盖的机制电量自动失效。
竞价组织：
每年增量项目竞价工作原则上于10月底前组织开展。其中，2025年6月1日至12月31日期间增量项目竞价工作视情况组织开展。竞价采用边际出清方式确定出清价格。
为确保竞争有效，机制电量申报总规模与核定总规模比率原则上不低于1.2，否则相应调减核定机制电量规模直至满足比率要求。
增量项目竞价主体为已投产（全容量并网，下同）和未来12个月内计划投产（首次竞价为2025年6月1日-12月31日内投产），且未纳入过机制电价执行范围的增量项目。
分布式光伏、分散式风电项目可委托聚合商代理参与竞价。每年度，单个分布式光伏、分散式风电项目主体仅可选择一家聚合商作为其竞价代理机构。
关于公开征求《山西省深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展实施方案 （征求意见稿）》意见的通知
为加快构建新型电力系统、健全绿色低碳发展机制，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，大力推动新能源高质量发展，根据《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）要求，结合山西实际，我委研究起草了《山西省深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展实施方案（征求意见稿）》，现面向社会公开征求意见。
公开征求意见时间为2025年8月20日至2025年8月26日，欢迎有关单位和社会各界人士提出宝贵意见。意见反馈渠道如下：
1.电子邮箱：请将意见建议发送至sxsfgwspjgcpublic@163.com，邮件主题和附件名为“姓名（或单位）＋新能源上网电价市场化改革方案相关建议”
2.纸质邮件：请将意见建议邮寄至山西省太原市滨河西路焦煤双创基地A座，山西省发展改革委商品价格处（请在信封上注明“意见征求”字样）。
3.为方便和您联系，请注明联系人姓名、单位、联系方式。
感谢您的参与和支持！