8月20日，山西省發(fā)改委發(fā)布關于公開征求《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(fā)展實施方案（征求意見稿）》意見的通知。

文件中指明，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(fā)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(fā)電等電源參與電力市場交易。

參與跨省跨區(qū)交易的新能源電量，上網電價和交易機制按照跨省跨區(qū)送電價格政策執(zhí)行；外送通道配套新能源項目按照國家有關規(guī)定執(zhí)行，暫不納入山西省機制電價實施范圍。

存量項目

機制電量。存量項目機制電量規(guī)模，與現(xiàn)行具有保障性質的相關電量規(guī)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(guī)模，與現(xiàn)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(xiàn)行價格政策銜接，機制電價水平按不高于現(xiàn)行燃煤發(fā)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(zhí)行范圍的項目自愿參與競價形成，初期分風電和光伏發(fā)電兩種類型組織，不具備充分競爭情況下，合并組織。

存量新能源項目機制電價與現(xiàn)行價格政策銜接，按現(xiàn)行燃煤發(fā)電基準價確定為0.332元/千瓦時（含稅）。

執(zhí)行期限。機制電價自2026年1月1日起執(zhí)行，執(zhí)行期限原則上與現(xiàn)行相關政策保障期限銜接，按項目剩余全生命周期合理利用小時數(shù)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

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(fā)展改革委會同省能源局、山西能源監(jiān)管辦牽頭組織，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。

機制電價由競價形成，競價采用邊際出清方式確定出清價格，根據(jù)新能源項目的申報電量、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(yōu)先排序，直至申報電量滿足競價電量總規(guī)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，成交的最后一個項目其入選電量不足申報電量的按申報電量全額成交。初期，考慮新能源項目成本差異較大，具備競爭條件的，按風電、光伏兩類分別組織競價，分別形成機制電價。

競價上限考慮增量項目合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定。初期，為避免無序競爭，設定競價下限，競價下限考慮最先進電站造價水平（僅包含固定成本）折算度電成本（不含收益）確定。

首次競價上限按我省燃煤發(fā)電基準價格確定為0.332元/千瓦時（含稅），下限為0.199元/千瓦時（含稅）。

鼓勵分布式光伏、分散式風電自行參與競價，也可聚合后統(tǒng)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(xù)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。

明確機制電價差價結算方式。對納入機制的電量，電網企業(yè)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(guī)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(guī)模，則當月超過部分及后續(xù)月不再執(zhí)行機制電價，若年底仍未達到年度機制電量規(guī)模，則缺額部分電量不再執(zhí)行機制電價，不進行跨年滾動。

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(xiàn)行政策執(zhí)行。增量項目，2025年6月1日至開始執(zhí)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(xiàn)貨價格，待首次參與競價時，作為已投產但未納入過機制執(zhí)行范圍的增量項目自愿參與競價。享有財政補貼的新能源項目，全生命周期合理利用小時數(shù)內的補貼標準按照原有規(guī)定執(zhí)行。各地不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網、上網等的前置條件。

附通知：

關于公開征求《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(fā)展實施方案（征求意見稿）》意見的通知

為加快構建新型電力系統(tǒng)、健全綠色低碳發(fā)展機制，充分發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用，大力推動新能源高質量發(fā)展，根據(jù)《國家發(fā)展改革委、國家能源局關于深化新能源上網電價市場化改革?促進新能源高質量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）要求，結合山西實際，我委研究起草了《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(fā)展實施方案（征求意見稿）》，現(xiàn)面向社會公開征求意見。

公開征求意見時間為2025年8月20日至2025年8月26日，歡迎有關單位和社會各界人士提出寶貴意見。意見反饋渠道如下：

1.電子郵箱：請將意見建議發(fā)送至sxsfgwspjgcpublic@163.com，郵件主題和附件名為“姓名（或單位）＋新能源上網電價市場化改革方案相關建議”

2.紙質郵件：請將意見建議郵寄至山西省太原市濱河西路焦煤雙創(chuàng)基地A座，山西省發(fā)展改革委商品價格處（請在信封上注明“意見征求”字樣）。

3.為方便和您聯(lián)系，請注明聯(lián)系人姓名、單位、聯(lián)系方式。

感謝您的參與和支持！

附件：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(fā)展實施方案（征求意見稿）.docx

附件

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(fā)展實施方案（征求意見稿）

為加快構建新型電力系統(tǒng)、健全綠色低碳發(fā)展機制，充分發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用，大力推動新能源高質量發(fā)展，根據(jù)《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）、《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（試行）》（發(fā)改能源規(guī)〔2023〕1217號）、《電力輔助服務市場基本規(guī)則》（發(fā)改能源規(guī)〔2025〕411號）、《關于全面加快電力現(xiàn)貨市場建設工作的通知》（發(fā)改辦體改〔2025〕394號）、《電力系統(tǒng)調節(jié)能力優(yōu)化專項行動實施方案（2025-2027年）》（發(fā)改能源〔2024〕1803號）、《電力市場計量結算基本規(guī)則》（發(fā)改能源規(guī)〔2025〕976號）等文件精神，結合山西實際，制定本實施方案。

一、改革舉措

（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(fā)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(fā)電等電源參與電力市場交易。

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

（二）建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制。

新能源參與電力市場交易后，在市場外建立差價結算機制，納入機制的新能源電價水平(以下簡稱“機制電價”)、電量規(guī)模（以下簡稱“機制電量”）、執(zhí)行期限等由省發(fā)展改革委會同省能源局、山西能源監(jiān)管辦明確。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(yè)按規(guī)定開展差價結算，結算費用納入系統(tǒng)運行費用，由全體工商業(yè)用戶用電量分攤或分享（含企業(yè)自備電廠自發(fā)自用電量）,現(xiàn)階段暫不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(fā)電側實時市場同類項目（區(qū)分風電、光伏發(fā)電項目）加權平均價格（實施結算限價前所有時點和所有節(jié)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(guī)模，與現(xiàn)行具有保障性質的相關電量規(guī)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(guī)模，與現(xiàn)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(xiàn)行價格政策銜接，機制電價水平按不高于現(xiàn)行燃煤發(fā)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(zhí)行范圍的項目自愿參與競價形成，初期分風電和光伏發(fā)電兩種類型組織，不具備充分競爭情況下，合并組織。

執(zhí)行期限。存量項目按項目剩余全生命周期合理利用小時數(shù)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(yè)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(fā)展改革委會同省能源局、山西能源監(jiān)管辦牽頭組織，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(jù)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(yōu)先排序，直至申報電量滿足競價電量總規(guī)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(fā)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(guī)模與核定總規(guī)模比率原則上不低于1.2，否則相應調減核定機制電量規(guī)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(tǒng)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(xù)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(zhí)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。

擬參與競價的新能源企業(yè)或聚合商，通過審核公示后，應按要求向省電力公司提交履約保函，已投產項目參與競價的，原則上不收取履約保函。競價未入選項目在競價結果公示后、入選項目在按期投產后，省電力公司應在30日內退還履約保函。其中，入選項目若未按期投產，省電力公司可根據(jù)項目投產等履約情況申請使用履約保函。

為避免入選項目在參與電力市場交易時非理性報價，單個增量項目申報納入機制的電量原則上應低于其全部上網電量，在組織競價時設定申報上限。

（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(yè)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(guī)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(guī)模，則當月超過部分及后續(xù)月不再執(zhí)行機制電價，若年底仍未達到年度機制電量規(guī)模，則缺額部分電量不再執(zhí)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(xiàn)行政策執(zhí)行。增量項目，2025年6月1日至開始執(zhí)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(xiàn)貨價格，待首次參與競價時，作為已投產但未納入過機制執(zhí)行范圍的增量項目自愿參與競價。享有財政補貼的新能源項目，全生命周期合理利用小時數(shù)內的補貼標準按照原有規(guī)定執(zhí)行。各地不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網、上網等的前置條件。

（七）明確機制電價退出規(guī)則。

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

二、配套措施

（一）規(guī)范電能量市場結算規(guī)則。

貫徹落實國家電力市場計量結算基本規(guī)則，規(guī)范各類電力市場結算不合理規(guī)定，按國家規(guī)定統(tǒng)一結算科目樣式，加快實現(xiàn)電能量電費由實時市場全電量電費、日前市場差價電費、中長期（含綠色電力交易）差價合約電費組成，實時市場全電量按實時價格結算，日前市場電量按日前價格與實時價格之差作差價結算，中長期電量按合約價格與中長期結算參考點電價之差作差價結算。其中用戶側主體現(xiàn)貨市場價格分別按照實時和日前市場發(fā)電側節(jié)點加權平均價結算，發(fā)電側主體現(xiàn)貨市場價格分別按照實時和日前市場機組所在節(jié)點電價結算。

（二）健全中長期市場交易和價格機制。

不斷完善中長期市場交易規(guī)則，適度放寬發(fā)電側中長期簽約比例要求，新能源中長期簽約比例原則上不設下限，相應調整用戶側中長期簽約比例，加強與現(xiàn)貨市場銜接，優(yōu)化中長期市場分時劃分和限價規(guī)則，相應調整中長期掛牌、集中競價、滾動撮合交易限價等措施。

新能源和煤電公平參與電力市場，條件具備時，雙邊交易允許供需雙方結合新能源出力特點，合理確定中長期合同的量價、曲線、結算參考點等，結算參考點可自行選擇日前市場或實時市場任一節(jié)點或統(tǒng)一結算點。未選擇的結算參考點的默認選擇為實時市場統(tǒng)一結算點。

新能源參與中長期市場交易申報電量上限按照額定容量扣減機制電量對應容量后的最大上網能力確定。

（三）優(yōu)化現(xiàn)貨市場交易和價格機制。

為保證電力市場和電力系統(tǒng)平穩(wěn)運行，不斷完善現(xiàn)貨市場交易規(guī)則，推動新能源公平參與實時市場。自本方案實施之日起，日前市場與可靠性機組組合分開，允許新能源和用戶采用“報量報價”方式自愿參與日前市場，出清結果用于結算，但所有電量（容量）必須參與可靠性機組組合；為引導調節(jié)性資源響應系統(tǒng)需要，同步開展以日前負荷預測作為需求、發(fā)電側可靠性機組組合階段申報作為供給的日前全電量模擬出清和價格計算，并向全社會公布，計算結果不用于結算。

適當放寬現(xiàn)貨市場限價，現(xiàn)貨市場申報價格上限考慮工商業(yè)用戶尖峰電價水平等因素確定；申報價格下限考慮新能源在電力市場外可獲得的財政補貼、綠證交易、碳交易市場其他收益等因素確定。合理設置省內現(xiàn)貨市場結算限價，現(xiàn)貨市場結算限價原則上不高于燃煤發(fā)電度電燃料成本的2倍，迎峰度夏（冬）期間可適當提高，結算限價機制按月執(zhí)行，當月度實時加權平均電價超出結算限價時，在結算環(huán)節(jié)對各節(jié)點分時結算電價等比例調減。在成本調查基礎上，優(yōu)化調整發(fā)電機組啟動補償、必開機組補償?shù)葮藴省＞唧w限價規(guī)則由省發(fā)展改革委根據(jù)國家規(guī)定另行明確。

（四）完善綠色電力交易機制。

綠色電力交易申報和成交價格應分別明確電能量價格和相應綠色電力證書（以下簡稱“綠證”）價格。省內綠色電力交易中不單獨組織集中競價和滾動撮合交易，采取雙邊協(xié)商或掛牌交易等方式開展。在合理銜接、風險可控前提下，鼓勵開展多年期綠色電力交易。已簽訂綠色電力交易合約的新能源項目，其當月綠色電力交易合約電量（含多年、年度、季度交易分解至當月的）超出實際上網電量減去機制電量部分，于當月從機制電量中相應扣減。新簽訂綠色電力交易合約的新能源項目，其當月綠色電力交易合約電量（含多年、年度、季度交易分解至當月的）超出實際上網電量減去機制電量部分，于當月從機制電量中相應扣減，后續(xù)年度相應扣減機制電量比例（跨省跨區(qū)交易電量部分，從機制電量與實際上網電量中同步扣減，國家另有規(guī)定的按國家規(guī)定執(zhí)行）。強化改革與綠證政策協(xié)同，機制電量不重復獲得綠證收益，對應綠證統(tǒng)一劃轉至省級綠證專用賬戶，由承擔“新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制電量差價結算費用”的用戶共有。

（五）規(guī)范輔助服務市場機制。

加強電力輔助服務市場與中長期市場、現(xiàn)貨市場的統(tǒng)籌銜接，科學確定輔助服務市場需求，合理設置有償輔助服務品種，規(guī)范輔助服務計價等市場規(guī)則。允許新能源參與輔助服務市場。符合國家要求的調頻、備用輔助服務費用（不含提供輔助服務過程中產生的電量費用），原則上由用戶用電量（含外送電量）和未參與電能量市場交易的上網電量共同分擔，分擔比例由省發(fā)展改革委明確。其他需由經營主體承擔的輔助服務費用，按程序報批。

（六）建全發(fā)電側容量補償機制。

發(fā)電側容量補償適用范圍適時由煤電拓展至天然氣發(fā)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(fā)電主體（不含已納入機制的新能源）。容量補償實行統(tǒng)一的電價標準，容量補償費用由容量補償標準、有效容量、供需系數(shù)共同確定。探索建立市場化容量補償機制，推動由補償傳統(tǒng)機組固定成本缺額向市場保障系統(tǒng)長期容量充裕度轉變，通過市場發(fā)現(xiàn)容量價格，在發(fā)電側逐步形成“電能量+容量”的兩部制市場價格體系。

（七）優(yōu)化代理購電電量采購機制。

完善與新能源全電量參與市場交易相適應的電網企業(yè)代理購電機制，我省機制電價政策執(zhí)行后，新能源以外執(zhí)行“保量保價”的優(yōu)先發(fā)電電量優(yōu)先作為保障居民、農業(yè)用戶以及線損電量的購電電量來源，仍有剩余的可作為全體工商業(yè)用戶購電來源，上網電價按現(xiàn)行價格政策執(zhí)行，由電網企業(yè)收購，不足部分通過市場化采購，偏差電量按照現(xiàn)貨市場價格結算。新能源上網電量可作為電網企業(yè)代理采購電量來源，由電網企業(yè)通過市場化方式采購。電網企業(yè)要定期預測代理購電工商業(yè)用戶用電量及典型負荷曲線，應考慮季節(jié)變更、節(jié)假日安排等因素分別預測分時段用電量，并自主確定日前市場申報電量。

（八）健全新能源消納銜接機制。

“報量報價”參與現(xiàn)貨市場的新能源，在省間現(xiàn)貨、省內現(xiàn)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(tǒng)原因新能源利用率統(tǒng)計與考核。針對新能源大發(fā)時段導致的消納問題，統(tǒng)籌制定新能源消納利用排序。原則上“報量報價”項目依據(jù)報價進行排序，報價相同的項目可按照等比例方式消納。探索定期開展新能源企業(yè)預測偏差排序，并與棄電排序進行動態(tài)掛鉤，激勵新能源企業(yè)提高預測精準度。

（九）建立發(fā)電機組成本調查制度。

結合山西電網能源結構特性，制定市場化機組成本模型、調查制度和核算規(guī)則。定期開展不同類型機組啟動成本、空載成本、變動成本及固定成本調查工作，分類測算各類型機組成本水平及波動趨勢。通過邏輯校核、交叉驗證以及現(xiàn)場核查等方式，確保數(shù)據(jù)真實準確，為我省電力市場平穩(wěn)運行和電價機制不斷優(yōu)化提供支撐。

（十）建立電力市場價格監(jiān)測體系。

建立健全涵蓋發(fā)電企業(yè)、售電公司、電力用戶、新型經營主體等多維度多指標價格監(jiān)測體系。加強對電力中長期、現(xiàn)貨和輔助服務市場相關交易情況、涉價信息披露情況、結算科目、各類費用規(guī)模、各類主體收益和費用分攤情況、市場限價等價格信息的監(jiān)測工作。電力市場出現(xiàn)價格異常波動時，及時啟動預警，分析異常原因，提出處置方案，確保電價改革平穩(wěn)有序推進。堅決糾正不當干預電力市場行為，不得向新能源不合理分攤費用。

三、保障措施

省發(fā)展改革委負責建立深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發(fā)展工作機制，統(tǒng)籌協(xié)調解決推進過程中的問題，按要求完善電力市場有關價格機制，密切跟蹤市場價格波動、新能源發(fā)電成本和收益變化、終端用戶電價水平等，定期評估改革對行業(yè)發(fā)展和企業(yè)經營等方面的影響，及時總結改革成效，優(yōu)化政策實施；牽頭會同省能源局、山西能源監(jiān)管辦根據(jù)本實施方案制定配套實施細則，并推動各項工作有序落地落實。省發(fā)展改革委、省能源局、山西能源監(jiān)管辦按國家規(guī)定，在各自職能范圍內負責牽頭完善電力現(xiàn)貨、中長期、綠色電力交易、電力輔助服務等市場交易和結算規(guī)則，確保新能源按期全部參與電力市場，公平參與市場交易；電網企業(yè)積極提供技術支撐，做好信息系統(tǒng)更新改造及競價平臺搭建工作，密切配合開展新能源入市、機制電價等具體實施工作，及時做好合同（協(xié)議）簽訂、電費結算等，對新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制執(zhí)行結果單獨歸集，按規(guī)定披露市場有關信息，及時向電力用戶解釋系統(tǒng)運行費用結構變化等。各部門根據(jù)工作職能，充分利用門戶網站等渠道，加強政策宣傳解讀，積極與市場主體溝通交流，及時回應社會關切，充分凝聚改革共識，共同確保政策平穩(wěn)落地實施。

本方案自2025年*月*日起實施。期間如遇國家政策調整，按國家規(guī)定執(zhí)行。

附件：

1.山西省存量新能源項目機制電價實施細則

2.山西省增量新能源項目機制電價實施細則

附件1

山西省存量新能源項目機制電價實施細則

第一章 總則

第一條 為深化新能源上網電價市場化改革，推動新能源高質量發(fā)展，依據(jù)《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）、《關于促進非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見》（財建〔2020〕4號）、《關于

第二條 本細則適用于山西省行政區(qū)域內2025年6月1日（不含）以前投產的新能源項目（以下簡稱“存量項目”），不含外送通道配套新能源項目。

第三條 本細則所稱機制電價指新能源參與電力市場交易后，在市場外建立差價結算機制的電價水平。機制電量指納入機制的新能源電量規(guī)模。執(zhí)行期限指新能源機制電價執(zhí)行時間。

第四條 本細則所稱新能源項目主要包括集中式光伏、集中式風電、分布式光伏、分散式風電等。

第五條 本細則所稱投產指新能源項目原則上按照核準（備案）文件載明的建設容量全部建成并網（即全容量并網）。

第六條 存量新能源項目機制電價實施工作由省發(fā)展改革委會同省能源局、山西能源監(jiān)管辦牽頭組織，省電力公司負責具體組織實施。

第二章 項目認定

第七條 存量項目區(qū)分集中式風電、光伏，分布式光伏，分散式風電分別審核認定。

第八條 審核認定工作按照發(fā)布公告、企業(yè)申報、電網審核、項目公示、結果公布程序組織。

第九條 擬申報納入存量項目的企業(yè)應按規(guī)定提交核準（備案）文件、電力業(yè)務許可證（豁免項目除外）、營業(yè)執(zhí)照、購售電合同、調度并網協(xié)議等。

第十條 集中式風電、光伏投產按以下原則認定：

集中式風電、光伏主要依據(jù)項目核準（備案）文件和電力業(yè)務許可證認定。單個項目分批次辦理電力業(yè)務許可證的，以最后取得的電力業(yè)務許可證載明的投產時間作為其全容量并網時間，投產容量為電力業(yè)務許可證載明的累計容量。

其中，核準（備案）文件載明的建設容量與電力業(yè)務許可證載明的機組容量一致且電力業(yè)務許可證載明的機組投產時間為2025年6月1日（不含）以前的，認定為存量項目。

核準（備案）文件載明的建設容量大于電力業(yè)務許可證載明的機組容量且電力業(yè)務許可證載明的機組投產時間為2025年6月1日（不含）以前的，可認定為存量項目，容量按照電力業(yè)務許可證載明的累計容量確定；也可由企業(yè)自主選擇放棄納入存量項目，在核準文件載明的建設容量全部并網后按增量項目政策執(zhí)行。

2025年6月1日（不含）以前已并網發(fā)電但尚未取得電力業(yè)務許可證的項目，可適當放寬提供電力業(yè)務許可證的期限，原則上自發(fā)布公告之日起不超過6個月。企業(yè)對具體投產時間和提交電力業(yè)務許可證的日期作出承諾后，可認定為待定存量項目，待企業(yè)按期提交電力業(yè)務許可證后，按前款原則審核認定。逾期未提交電力業(yè)務許可證的，認定為增量項目。認定為增量項目的相應扣減已結算機制電費。

第十一條 分布式光伏按照電網企業(yè)信息系統(tǒng)中記錄的信息認定。其中，信息系統(tǒng)中記錄的投產時間為2025年6月1日（不含）以前的，認定為存量項目。

第十二條 分散式風電按照并網調度協(xié)議記載的信息認定。其中，并網調度協(xié)議記載的投產時間為2025年6月1日（不含）以前的，認定為存量項目。

第三章 機制電量

第十三條 機制電量規(guī)模按照與現(xiàn)行具有保障性質的相關電量規(guī)模政策妥善銜接確定。

第十四條 新能源項目機制電量按照其上網電量乘以其機制電量比例確定。已簽訂綠色電力交易合約的新能源項目，其當月綠色電力交易合約電量（含多年、年度、季度交易分解至當月的）超出實際上網電量減去機制電量部分，于當月從機制電量中相應扣減。新簽訂綠色電力交易合約的新能源項目，其當月綠色電力交易合約電量（含多年、年度、季度交易分解至當月的）超出實際上網電量減去機制電量部分，于當月從機制電量中相應扣減，后續(xù)年度相應扣減機制電量比例（跨省跨區(qū)綠色電力交易電量部分，從機制電量與實際上網電量中同步扣減，國家另有規(guī)定的按國家規(guī)定執(zhí)行）。

第十五條 機制電量比例原則上按照具體新能源項目2022年7月至2025年5月非市場化電量平均占比確定。跨省跨區(qū)綠色電力交易電量，從實際上網電量中相應扣減。

第十六條 “自發(fā)自用、余電上網”分布式項目，年度機制電量總規(guī)模按項目2024年實際上網電量確定。2024年以及2025年1-5月投產的項目，按年度進行折算確定。

第十七條 2025年，新能源項目可在核定的機制電量比例范圍內自主確定執(zhí)行機制的電量比例；2026年及以后，新能源項目每年可自主確定執(zhí)行機制的電量比例、但不得高于上一年。

第四章 機制電價

第十八條 存量新能源項目機制電價與現(xiàn)行價格政策銜接，按現(xiàn)行燃煤發(fā)電基準價確定為0.332元/千瓦時（含稅）。

第十九條 機制電量每月按機制電價與市場交易均價的差價進行場外結算。市場交易均價原則上按照月度發(fā)電側實時市場同類項目（區(qū)分風電、光伏發(fā)電項目）加權平均價格（結算限價前所有時點和所有節(jié)點）確定。市場交易均價低于或高于機制電價的部分，納入系統(tǒng)運行費用管理，在系統(tǒng)運行費用中單列“新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制差價結算費用”科目，按月測算、滾動清算。

第二十條 機制電量只進行一次差價結算。新能源參與中長期市場交易申報電量上限按照額定容量扣減機制電量對應容量后的最大上網能力確定。

第二十一條 單個項目機制電量對應的場內交易電價按照所在節(jié)點實時市場分時價格進行場內結算。

第二十二條 納入機制且確定年度機制電量總規(guī)模的新能源項目，若當年已結算機制電量達到年度機制電量總規(guī)模，則當月超過部分及后續(xù)月不再執(zhí)行機制電價，若年底仍未達到年度機制電量總規(guī)模，則缺額部分不再執(zhí)行機制電價，不進行跨年滾動。

第五章 執(zhí)行期限

第二十三條 機制電價自2026年1月1日起執(zhí)行，執(zhí)行期限原則上與現(xiàn)行相關政策保障期限銜接，按項目剩余全生命周期合理利用小時數(shù)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。

第二十四條 剩余生命周期利用小時數(shù)等于全生命周期合理利用小時數(shù)減去機制電價執(zhí)行前累計發(fā)電利用小時數(shù)。

全生命周期合理利用小時按照以下原則確定：

風力發(fā)電項目，我省各市均為四類資源區(qū)，全生命周期合理利用小時數(shù)為36000小時。

光伏發(fā)電項目，我省大同、朔州、忻州、陽泉為二類資源區(qū)，項目全生命周期合理利用小時數(shù)為26000小時；其他各市為三類資源區(qū)，項目全生命周期合理利用小時數(shù)為22000小時。

國家確定的光伏領跑者基地項目和2019年、2020年競價項目全生命周期合理利用小時數(shù)在所在資源區(qū)小時數(shù)基礎上增加10%。

第二十五條 新能源項目機制電價執(zhí)行到期，或者在期限內自愿退出等，均不再納入機制電價執(zhí)行范圍。

第二十六條 分期并網項目的執(zhí)行期限起始日期為首臺機組并網時間，即集中式風電、光伏按電力業(yè)務許可證載明的首臺機組容量并網時間認定，分布式光伏按照電網企業(yè)信息系統(tǒng)中記錄的首臺機組并網時間認定，分散式風電按照并網調度協(xié)議記載的首臺機組并網時間認定。

第六章 附則

第二十七條 企業(yè)在申報納入存量項目過程中弄虛作假的，一經查實，取消其享受機制電價資格。

第二十八條 本細則由省發(fā)展改革委負責解釋。

第二十九條 本細則自發(fā)布之日起施行，如遇國家政策調整或行業(yè)變化適時調整。

附件2

山西省增量新能源項目機制電價實施細則

第一章 總則

第一條 為深化新能源上網電價市場化改革，推動新能源高質量發(fā)展，依據(jù)《關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）、《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（試行）》（發(fā)改能源規(guī)〔2023〕1217號）、《關于全面加快電力現(xiàn)貨市場建設工作的通知》（發(fā)改辦體改〔2025〕394號）、《關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》（發(fā)改體改〔2022〕118號）、《關于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知》（發(fā)改價格〔2024〕196號）、《山西省關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發(fā)展的實施方案》（晉發(fā)改商品發(fā)〔2025〕****號）等文件，結合山西實際，制定本細則。

第二條 本細則適用于2025年6月1日（含）以后投產的新能源項目（簡稱“增量項目”），不含跨省跨區(qū)通道配套新能源項目。

第三條 本細則所稱機制電價指新能源參與電力市場交易后，在市場外建立差價結算機制的電價水平。機制電量指納入機制的新能源電量規(guī)模。執(zhí)行期限指新能源機制電價執(zhí)行時間。市場交易按照存量項目有關規(guī)則執(zhí)行。

第四條 本細則所稱新能源項目主要包括集中式光伏、集中式風電、分布式光伏、分散式風電等。

第五條 本細則所稱投產指新能源項目原則上按照核準（備案）文件載明的建設容量全部建成并網（即全容量并網）。

第六條 機制電價競價工作由省發(fā)展改革委會同省能源局、山西能源監(jiān)管辦牽頭組織，省電力公司負責具體組織實施。

第二章 機制電量

第七條 年度機制電量總規(guī)模與現(xiàn)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。當年完成情況預計超出消納責任權重的，次年機制電量規(guī)模可適當減少；未完成的，次年機制電量規(guī)模可適當增加。

年度機制電量總規(guī)模=年度新能源預計投產規(guī)模×合理利用小時數(shù)×（1-新能源平均廠用電率）×機制電量比例×調節(jié)系數(shù)。初期，年度機制電量總規(guī)模可分風電、光伏兩種類型分別確定。

其中，年度新能源預計投產規(guī)模根據(jù)能源投產規(guī)劃、計劃確定；合理利用小時數(shù)按照風電、光伏近三年平均值確定；新能源平均廠用電率按照近三年全省平均水平確定；機制電量比例原則上按照新能源項目2022年7月至2025年5月非市場化電量平均占比確定；調節(jié)系數(shù)根據(jù)非水可再生能源消納責任權重完成情況設定。

第八條 單個項目的機制電量通過競價確定。為避免入選項目在參與電力市場交易時非理性報價，單個增量項目申報納入機制的電量原則上應低于其全部上網電量，在組織競價時設定申報上限。入選項目月度結算時機制電量比例按照申報機制電量上限比例執(zhí)行，“自發(fā)自用、余電上網”項目結算機制電量時要在競得機制電量的基礎上扣除自發(fā)自用電量。若當年已結算機制電量達到年度機制電量總規(guī)模，則當月超過部分及后續(xù)月不再執(zhí)行機制電價，若年底仍未達到年度機制電量總規(guī)模，則缺額部分不再執(zhí)行機制電價，不進行跨年滾動。

項目申報機制電量上限=項目裝機容量×近三年本地區(qū)同類型電源平均發(fā)電利用小時數(shù)×（1-平均廠用電率）×上限比例

“自發(fā)自用、余電上網”項目申報機制電量上限=項目裝機容量×近三年本地區(qū)同類型電源平均發(fā)電利用小時數(shù)×（1-平均廠用電率）×上限比例（含自發(fā)自用電量）

近三年本地區(qū)同類型電源平均發(fā)電利用小時數(shù)，本地區(qū)指所在設區(qū)市。

平均廠用電率按照近三年全省平均水平確定，其中低壓分布式光伏項目（380V/220V）暫按0考慮。

上限比例根據(jù)電力市場建設及新能源發(fā)展等情況確定。

第九條 聚合商應為代理的每個項目分別申報機制電量，其可申報機制電量上限為所代理每個項目的可申報機制電量上限之和。

第十條 機制電量申報單位為“兆瓦時”，保留小數(shù)點后面3位。

第三章 機制電價

第十一條 機制電價由競價形成，競價采用邊際出清方式確定出清價格，根據(jù)新能源項目的申報電量、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(yōu)先排序，直至申報電量滿足競價電量總規(guī)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，成交的最后一個項目其入選電量不足申報電量的按申報電量全額成交。初期，考慮新能源項目成本差異較大，具備競爭條件的，按風電、光伏兩類分別組織競價，分別形成機制電價。

第十二條 競價上限考慮增量項目合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定。初期，為避免無序競爭，設定競價下限，競價下限考慮最先進電站造價水平（僅包含固定成本）折算度電成本（不含收益）確定。首次競價上限按我省燃煤發(fā)電基準價格確定為0.332元/千瓦時（含稅），下限為0.199元/千瓦時（含稅）。

第十三條 競價通知發(fā)布前已全容量并網的自然人戶用分布式光伏項目參與競價時，可自主選擇按直接接受競價結果方式確定機制電量和機制電價。選擇該模式的項目業(yè)主應與電網企業(yè)簽訂協(xié)議，僅需申報裝機容量，無需單獨申報電量、電價，由競價組織機構在競價過程中予以考慮。

第十四條 機制電價申報價格單位為“元/千千瓦時”，保留小數(shù)點后面3位，含增值稅。

第四章 執(zhí)行期限

第十五條 執(zhí)行期限按照風電、光伏項目回收初始投資（不考慮相關收益）的平均期限確定。

第十六條 執(zhí)行機制電價的起始時間：

入選當年投產的項目，按入選時間開始執(zhí)行；入選當年未投產的項目，自競價申報投產時間的次月1日起開始執(zhí)行。

2025年首次競價入選的項目，自2026年1月1日起開始執(zhí)行，其中自然人戶用分布式光伏項目自投產之日起執(zhí)行。

未按申報日期投產的項目，實際投產日期前覆蓋的機制電量自動失效。

第十七條 聚合商代理項目的投產時間按所有項目中最晚投產時間確定。

第五章 競價主體

第十八條 競價主體為已投產（全容量并網，下同）和未來12個月內計劃投產（首次競價為2025年6月1日-12月31日內投產），且未納入過機制電價執(zhí)行范圍的增量項目。

分布式光伏、分散式風電項目可委托聚合商代理參與競價。每年度，單個分布式光伏、分散式風電項目主體僅可選擇一家聚合商作為其競價代理機構。

第十九條 競價主體應具有獨立法人資格，戶用分布式光伏項目應為能夠獨立承擔民事責任的自然人。

第二十條 存在以下情況的增量項目不得參與競價：

（一）處于被行政主管部門責令停產、停業(yè)或進入破產程序；

（二）處于行政主管部門相關文件確認的禁止競價的范圍和處罰期間內；

（三）近三年存在騙取入選或嚴重違約，經有關部門認定的因其服務引起的重大及以上質量事故或重大及以上安全事故；

（四）被市場監(jiān)督管理部門在全國企業(yè)信用信息公示系統(tǒng)中列入經營異常名錄或者嚴重違法企業(yè)名單。

（五）被最高人民法院在“信用中國”網站或各級信用信息共享平臺中列入失信被執(zhí)行人名單。

第二十一條 聚合商應與代理項目簽訂代理協(xié)議，明確雙方權責、義務及服務內容。

第二十二條 競價主體資質。

（一）已投產項目

集中式風電、光伏項目應具備：項目核準（備案）文件、發(fā)電業(yè)務許可證（暫未取得的提供書面承諾）、營業(yè)執(zhí)照、并網調度協(xié)議。

分布式光伏、分散式風電項目應具備：項目核準（備案）文件、營業(yè)執(zhí)照（非自然人項目）、居民身份證明（自然人項目）、購售電合同、并網調度協(xié)議。其中，聚合商需提供項目單位委托聚合商參與競價的協(xié)議。

（二）未投產項目

集中式風電、光伏項目：項目核準（備案）文件、營業(yè)執(zhí)照、項目業(yè)主資信證明、項目建設場址使用（租賃）協(xié)議或相關用地規(guī)劃手續(xù)（如用地預審及選址意見書等）。

分布式光伏、分散式風電項目：工商業(yè)分布式光伏項目應提供項目備案文件、營業(yè)執(zhí)照、項目建設廠址產權證明、租賃合同。戶用分布式光伏應提供項目備案文件、居民身份證明、自有住宅產權證明。分散式風電項目應提供項目核準文件、營業(yè)執(zhí)照、項目建設場址使用（租賃）協(xié)議或相關用地規(guī)劃手續(xù)（如用地預審及選址意見書等）。其中，聚合商需提供項目單位委托聚合商參與競價的協(xié)議。

第六章 競價組織

第二十三條 競價工作按照發(fā)布通知、提交資料、審核公示、提交保函、組織競價、結果公示、結果公布、簽訂協(xié)議等程序組織。

第二十四條 發(fā)布通知。省發(fā)展改革委負責發(fā)布年度競價通知，競價通知應包括：競價主體、競價時間、競價分類、電量規(guī)模、競價上下限、執(zhí)行期限、履約保函要求等內容。省電力公司依據(jù)省發(fā)展改革委發(fā)布的競價通知，3個工作日內發(fā)布競價公告，明確競價組織方式、組織程序、時間安排等具體事宜。

每年競價通知原則上于10月底前發(fā)布。其中，2025年6月1日至12月31日期間增量項目競價通知于2025年*月發(fā)布。

第二十五條 提交資料。擬參與競價的新能源項目，按公告要求在規(guī)定時間內，提交項目競價相關材料，并對提交材料的真實性、完整性負責。

第二十六條 審核公示。省電力公司對提交材料的完整性、合規(guī)性進行初審，匯總項目有關信息，歸集項目所屬一級集團信息，開展市場集中度監(jiān)控。若審核中發(fā)現(xiàn)材料缺失的，擬參與競價的新能源項目需在限期內補齊，逾期未補齊的，取消其當年競價資格。初審情況及結果報省發(fā)展改革委、省能源局、山西能源監(jiān)管辦審定后，省電力公司對審核結果予以公示，公示期為3個工作日。

第二十七條 提交保函。通過資質審核的新能源項目、聚合商，應按照競價公告提交履約保函（未通過聚合商參與競價的自然人戶用分布式光伏項目免交履約保函）。已投產項目原則上不收取履約保函。履約保函不符合規(guī)定的，需在限期內按要求重新提交，逾期未重新提交或仍不符合規(guī)定的，取消其當年競價資格。

保函金額=項目核準（備案）裝機容量×同類項目近三年平均發(fā)電利用小時×同類項目近三年平均上網電價（不含可再生能源補貼）×調節(jié)系數(shù)，系數(shù)暫定為10%。保函金額四舍五入取整到元。

履約保函的有效期為項目承諾的投產日期后一年。

具備條件時，新能源項目可通過履約保證保險方式參與競價。

第二十八條 組織競價。已提交履約保函的項目（含免交履約保函的新能源項目），應按照競價公告明確的日期申報競價電量和電價。競價開始后競價電量和電價將自動封存，不得更改。

競價主體申報完成后，按照價格優(yōu)先、時間優(yōu)先的原則當日內完成邊際出清。

為確保競爭充分，機制電量申報總規(guī)模與核定總規(guī)模比率原則上不低于1.2，否則相應調減核定機制電量規(guī)模直至滿足比率要求。比率取值根據(jù)新能源發(fā)展情況適時調整。

第二十九條 結果公示。省電力公司按照出清結果公示擬入選項目名單，公示期為3個工作日。單個項目參與競價的，公示信息包括項目名稱、項目主體、項目類型、入選電量、機制電價、申報投產時間。聚合后統(tǒng)一參與競價的，公示信息包括聚合商名稱、入選總電量、代理項目名稱、代理項目類型、代理項目入選電量、機制電價、代理項目申報投產時間。如競價主體對公示結果有異議，須在公示期內以書面形式向省電力公司提出，并提供相關印證材料。公示期內未提出異議的，視為認可競價結果。

第三十條 結果公布。公示期結束無異議的，省電力公司報請省發(fā)展改革委、省能源局、山西能源監(jiān)管辦審定并發(fā)布競價結果。當次競價未入選項目可繼續(xù)參與后續(xù)競價。

第三十一條 簽訂協(xié)議。競價結果公布1個月內（截止時間應在12月31日前），電網企業(yè)與入選項目簽訂新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制差價協(xié)議（簡稱“差價結算協(xié)議”）。差價結算協(xié)議原則上每年一簽，到期后自動延續(xù)，期限屆滿前，雙方可進行協(xié)商并重新簽訂。

已入選項目（以項目核準（備案）編碼信息為基礎判定依據(jù)）因自身原因，未按期簽訂差價結算協(xié)議的，視同自愿放棄機制電價、電量，不得參與后續(xù)年度機制電價競價。電網企業(yè)應做好告知工作。

第七章 考核機制

第三十二條 電網企業(yè)應做好并網服務，建立并網進度跟蹤機制，按照時間節(jié)點做好接網工程建設及并網調試工作。入選項目應嚴格按照申報時間投產，并按要求定期向電網企業(yè)報送項目前期工作進展、建設進度等情況。

第三十三條 入選項目未按期投產，實際投產日期前覆蓋的機制電量自動失效、不滾動納入后續(xù)月份。延期投產超過6個月不超過12個月的，取消其最高控股公司（包括變更控股股東的，以項目核準（備案）編碼信息為基礎判定依據(jù)）未來一年內在山西所有項目的競價資格；延期投產超過12個月的，取消其最高控股公司（包括變更控股股東的，以項目核準（備案）編碼信息為基礎判定依據(jù)）未來三年內在山西所有項目的競價資格，并且該項目當次競價入選結果作廢。聚合商代理項目作為整體參照上述規(guī)定執(zhí)行。

第三十四條 履約保函使用。未入選項目在競價結果公示后、入選項目在按期投產后，可申請退還保函。聚合商代理項目共用一份保函，其代理入選項目全部全容量并網后可申請退還保函。

對延期投產不超過6個月的項目（含聚合商），按延期天數(shù)扣除履約保函金額，每日按金額的1‰計算，剩余履約保函金額在項目實際投產后返還新能源項目；對延期投產超6個月不超過12個月的項目（含聚合商），按延期天數(shù)扣除履約保函金額，每日按金額的2‰計算，剩余履約保函金額在項目實際投產后返還新能源項目；對延期投產超12個月及以上的項目（含聚合商），扣除全部履約保函。扣除的履約保函資金納入系統(tǒng)運行費，由全體工商業(yè)用戶分享。

第三十五條 競價主體在材料申報、競價過程中存在弄虛作假、串通報價等擾亂競價秩序的，取消其最高控股公司（包括變更控股股東的，以項目核準（備案）編碼信息為基礎判定依據(jù)）三年內在山西所有項目的競價資格。

第三十六條 山西地方電網、增量配電網、水電自供區(qū)等負責其區(qū)域內符合條件的增量新能源項目競價資料收集、資質審核、保函收取等工作，并統(tǒng)一對接省電力公司搭建的競價平臺；根據(jù)新能源項目競得機制電量按規(guī)定開展差價結算，并按月向省電力公司提供差價結算情況。

第八章 附則

第三十七條 競價組織機構及其相關工作人員要嚴守保密規(guī)定，嚴禁擅自對外泄露項目申報信息等內容。

第三十八條 本細則由省發(fā)展改革委負責解釋。

第三十九條 本細則自發(fā)布之日起施行，如遇國家政策調整或行業(yè)變化適時調整。