储能与电力市场获悉，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。并随通知下发两份文件：《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》。
以上文件明确了存量、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：
存量项目：
机制电量按照其上网电量乘以其机制电量比例确定。
机制电价，燃煤发电基准价，0.332元/千瓦时（含税）。
增量项目：
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。
首次竞价，上限为山西燃煤发电基准价格，0.332元/kWh（含税）；下限为0.199元/kWh（含税）。
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。
值得注意的是，通知提出要建全发电侧容量补偿机制。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、新型储能等能提供有效容量的各类发电主体（不含已纳入机制的新能源）。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。
关键内容如下：
存量项目
2025年6月1日以前按照核准（备案）容量投产（全容量并网，下同）的新能源项目为存量项目。
存量项目区分集中式风电、光伏，分布式光伏，分散式风电分别审核认定
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。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。
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
存量新能源项目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
机制电价自2026年1月1日起执行，执行期限原则上与现行相关政策保障期限衔接，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，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）起按照核准（备案）容量投产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
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。
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
增量项目机制电价水平通过竞价确定，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，初期分风电和光伏发电两种类型组织，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。
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
综合考虑同类项目回收初始投资的平均期限等因素确定，如遇重大政策变化或行业成本变化适时调整。
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。
市场组织与竞价
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。
差价结算、绿电机制等
对纳入机制的电量，电网企业每月按机制电价开展差价结算。
存量项目，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。
省内绿色电力交易中不单独组织集中竞价和滚动撮合交易，采取双边协商或挂牌交易等方式开展。
辅助服务
加强电力辅助服务市场与中长期市场、现货市场的统筹衔接，科学确定辅助服务市场需求，合理设置有偿辅助服务品种，规范辅助服务计价等市场规则。
允许新能源参与辅助服务市场。符合国家要求的调频、备用辅助服务费用（不含提供辅助服务过程中产生的电量费用），原则上由用户用电量（含外送电量）和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担，分担比例由省发展改革委明确。其他需由经营主体承担的辅助服务费用，按程序报批。
原文如下：
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！
附件：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）
会议通知
2025年8月27日-28日，第二届电力行业新型储能发展大会将在河北石家庄召开。
会议将聚焦源、网侧大型储能在电力市场改革推进的背景下的应用模式及前景，以期在市场变革期，为行业从业者提供具有操作性的建议，为政策制定方提供反映市场一线信息的参考。
(会议详情可查看文末海报，扫描二维码报名参会)
寻熵研究院年度报告《2025上半年储能市场全景分析》《2024年储能市场分析和2025年发展展望》《2024年储能市场招投标和价格全景分析》《2024年储能市场政策及典型收益模式分析》开启订阅。
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