8月20日，山西省发改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。并随通知下发《山西省存量新能源项目机制电价实施细则》《山西省增量新能源项目机制电价实施细则》两份文件。

文件明确了存量、增量项目的机制电量、机制电价的规模、价格水平，以及竞价方式。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。

文件明确，新能源项目（风电、光伏发电项目，下同）网电量原则上全部进入电力市场，以“报量报价”方式参与交易形成上网电价，暂不具备条件的接受市场形成的价格。适时推动生物质发电等电源参与电力市场交易。参与跨省跨区交易的新能源电量，上网电价和交易机制按照跨省跨区送电价格政策执行；外送通道配套新能源项目按照国家有关规定执行，暂不纳入山西省机制电价实施范围。

文件强调，各地不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件，减轻企业负担，优化投资环境。纳入机制电量的部分不再重复获得绿证收益，对应绿证划转至省级账户，由差价结算费用承担方共有，防止双重获利。

此前，7月3日，山西省发改委向省能源局、山西能源监管办，国网山西省电力公司、山西地方电力有限公司、山西电力交易中心有限公司、相关发电企业等征求对《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）》。同期，山西省发改委还发布了关于做好新能源上网电价市场化改革有关事项的复函，明确了2026年6月1日之后，在新的机制电价正式执行前，山西省新能源上网电价如何结算的问题。

增量项目

主体范围

2025年6月1日（含）起按照核准（备案）容量投产（全容量并网）的新能源项目为增量项目。

主要包括集中式光伏、集中式风电、分布式光伏、分散式风电等。

机制电量规模

机制电量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，初期分风电和光伏两种类型分别确定，具体项目的机制电量通过竞价确定。

单个项目的机制电量通过竞价确定。

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。

“自发自用、余电上网”项目结算机制电量时要在竞得机制电量的基础上扣除自发自用电量。

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。

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

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）

机制电价

每年组织已投产和未来12个月内计划投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成。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；不具备充分竞争情况下，合并组织。

2025年6月1日至开始执行机制电价期间的上网电量参与电力市场，由市场形成电价，暂未参与市场前，接受实时市场现货价格，待首次参与竞价时，作为已投产但未纳入过机制执行范围的增量项目自愿参与竞价。

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。首次竞价上限按山西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）。

每年增量项目竞价工作原则上于10月底前组织开展。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。

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。

鼓励分布式光伏、分散式风电自行参与竞价，也可聚合后统一参与竞价。当年未参与竞价以及参与竞价但未入选的项目，可顺延至后续年度参与。期间，上网电价全部由市场形成，不参与机制电价结算。

竞价主体在材料申报、竞价过程中存在弄虚作假、串通报价等扰乱竞价秩序的，取消其最高控股公司（包括变更控股股东的，以项目核准（备案）编码信息为基础判定依据）三年内在山西所有项目的竞价资格。

山西地方电网、增量配电网、水电自供区等负责其区域内符合条件的增量新能源项目竞价资料收集、资质审核、保函收取等工作，并统一对接省电力公司搭建的竞价平台；根据新能源项目竞得机制电量按规定开展差价结算，并按月向省电力公司提供差价结算情况。

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。

一般风电20年、光伏15年。

存量项目

主体范围

2025年6月1日以前按照核准（备案）容量投产（全容量并网）的新能源项目为存量项目。

认定标准以电力业务许可证或并网时间为准，区分集中式风电、光伏，分散式风电分别审核认定，分布式光伏按电网记录认定。

机制电量规模

机制电量与现行具有保障性质的相关电量规模政策衔接，按照具体项目核定机制电量比例（机制电量占上网电量的比例），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。

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。

跨省跨区绿色电力交易电量，从实际上网电量中相应扣减。

“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。

机制电量只进行一次差价结算。新能源参与中长期市场交易申报电量上限按照额定容量扣减机制电量对应容量后的最大上网能力确定。

机制电价

与现行价格政策衔接，按现行燃煤发电基准价确定为0.332元/千瓦时（含税）。

2025年6月1日至2025年12月31日期间的上网电量仍按现行政策执行。

执行期限

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。

剩余生命周期利用小时数等于全生命周期合理利用小时数减去机制电价执行前累计发电利用小时数。

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，山西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，山西省大同、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%。