近日，山西省發改委發布關于征求對《山西省深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展實施方案（征求意見稿）》意見建議的函。

重點內容如下：

(一)推動新能源上網電量參與市場交易

新能源項目(風電、光伏發電項目，下同)上網電量原則上全部進入電力市場，以“報量報價”方式參與交易形成上網電價，暫不具備條件的接受市場形成的價格。適時推動生物質發電等電源參與電力市場交易。

參與跨省跨區交易的新能源電量，上網電價和交易機制按照跨省跨區送電價格政策執行;外送通道配套新能源項目按照國家有關規定執行，暫不納入我省機制電價實施范圍。

(二)建立新能源可持續發展價格結算機制

對納入機制的電量，市場交易均價低于或高于機制電價的部分，由電網企業按規定開展差價結算，結算費用納入系統運行費用，由全體工商業用戶用電量分攤或分享(含企業自備電廠自發自用電量),現階段不再開展其他形式的差價結算。

市場交易均價原則上按照月度發電側實時市場同類項目(區分風電、光伏發電項目)加權平均價格(實施結算限價前所有時點和所有節點電價)確定。

2025年6月1日以前按照核準(備案)容量投產(全容量并網，下同)的新能源項目為存量項目。2025年6月1日(含)起按照核準(備案)容量投產的新能源項目為增量項目。

機制電量

存量項目機制電量規模，與現行具有保障性質的相關電量規模政策銜接，按照具體項目核定機制電量比例(機制電量占上網電量的比例)，新能源項目可在核定值范圍內每年自主確定機制電量比例，但不得高于上一年。

增量項目機制電量規模，與現有新能源非市場化電量比例適當銜接，考慮用戶承受能力、國家下達的年度非水電可再生能源電力消納責任權重完成情況，以及電力市場建設等因素確定，初期分風電和光伏兩種類型分別確定。具體項目的機制電量通過競價確定。

機制電價

存量項目與現行價格政策銜接，機制電價水平按不高于現行燃煤發電基準價格確定。

增量項目機制電價水平通過競價確定，每年組織已投產和未來12個月內計劃投產、且未納入過機制執行范圍的項目自愿參與競價形成，初期分風電和光伏發電兩種類型組織，不具備充分競爭情況下，合并組織。

執行期限。

存量項目按項目剩余全生命周期合理利用小時數對應年份(具體到月)與投產滿20年對應年份(具體到月)較早者確定。

增量項目綜合考慮同類項目回收初始投資的平均期限等因素確定，如遇重大政策變化或行業成本變化適時調整。

(三)建立增量項目機制電價競價制度

增量項目競價工作由省發展改革委會同省能源局牽頭組織，省電力公司負責具體組織實施。每年增量項目競價工作原則上于10月底前組織開展。其中，2025年6月1日至12月31日期間增量項目競價工作視情況組織開展。

競價采用邊際出清方式確定出清價格，根據新能源項目申報電量、申報價格，按申報價格由低到高排序，申報價格相同時，按申報時間優先排序，直至申報電量滿足競價電量總規模。最后入選項目申報電價即為當年所有入選項目的機制電價，但不得高于競價上限，其入選電量不足申報電量的按申報電量全額成交。

競價上、下限由省發展改革委綜合考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力、引導有序競爭等因素確定并適時調整。

為確保競爭有效，機制電量申報總規模與核定總規模比率原則上不低于1.2，否則相應調減核定機制電量規模直至滿足比率要求。

鼓勵分布式光伏、分散式風電自行參與競價，也可聚合后統一參與競價。當年未參與競價以及參與競價但未入選的項目，可順延至后續年度參與。期間，上網電價全部由市場形成，不參與機制電價結算。

(四)建立增量項目競價約束機制

機制電價執行的起始時間結合項目申報的投產時間、入選時間等確定，未按申報日期投產的項目，實際投產前的機制電量自動失效。

(五)明確機制電價差價結算方式
對納入機制的電量，電網企業每月按機制電價開展差價結算。各月分解的機制電量，為新能源項目各月實際上網電量與確定比例的乘積。

增量項目以及存量項目中核定機制電量年度規模上限的項目，若當年已結算機制電量達到年度機制電量規模，則當月超過部分及后續月不再執行機制電價，若年底仍未達到年度機制電量規模，則缺額部分電量不再執行機制電價，不進行跨年滾動。

(六)明確機制電價銜接政策

存量項目，2025年6月1日至2025年12月31日期間的上網電量仍按現行政策執行。

增量項目，2025年6月1日至開始執行機制電價期間的上網電量參與電力市場，由市場形成電價，暫未參與市場前，接受實時市場現貨價格，待首次參與競價時，作為已投產但未納入過機制執行范圍的增量項目自愿參與競價。

（七）明確機制電價退出規則

已納入機制的新能源項目執行期限內可自愿申請退出。新能源項目執行到期，或者在期限內自愿退出的，均不再納入機制電價執行范圍。

（八）配套措施

優化現貨市場交易和價格機制。合理設置省內現貨市場結算限價，現貨市場結算限價原則上不高于燃煤發電度電燃料成本的2倍，迎峰度夏(冬)期間可適當提高。

建全發電側容量補償機制。發電側容量補償適用范圍適時由煤電拓展至天然氣發電、風電、光伏、抽水蓄能、新型儲能等能提供有效容量的各類發電主體(不含已納入機制的新能源)。

健全新能源消納銜接機制。“報量報價”參與現貨市場的新能源，在省間現貨、省內現貨以及輔助服務等市場(考慮時間上最后一個市場)組織完成后，因自身報價因素導致的未上網電量，不納入系統原因新能源利用率統計與考核。