（来源：风芒能源）
风芒能源获悉，8月20日，山西省向社会公开征求《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，公开征求意见时间为2025年8月20日至2025年8月26日。
征求意见稿还附了山西省增、存量新能源项目机制电价实施细则。
机制电量。
存量项目机制电量规模，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），新能源项目可在核定值范围内每年自主确定机制电量比例，但不得高于上一年。
增量项目机制电量规模，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，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。
机制电价。
存量项目与现行价格政策衔接，机制电价水平按不高于现行燃煤发电基准价格确定。
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。
执行期限。
存量项目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。
增量项目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。
征求意见稿指出，竞价采用边际出清方式确定出清价格，根据新能源项目申报电量、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，其入选电量不足申报电量的按申报电量全额成交。
征求意见稿还设置了申报充足率：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。
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。
征求意见稿显示，合理设置省内现货市场结算限价，现货市场结算限价原则上不高于燃煤发电度电燃料成本的2倍，迎峰度夏（冬）期间可适当提高，结算限价机制按月执行，当月度实时加权平均电价超出结算限价时，在结算环节对各节点分时结算电价等比例调减。
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。
根据征求意见稿附件一《山西省存量新能源项目机制电价实施细则》，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）。
根据征求意见稿附件二《山西省增量新能源项目机制电价实施细则》，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。
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）。
入选项目未按期投产，实际投产日期前覆盖的机制电量自动失效、不滚动纳入后续月份。延期投产超过6个月不超过12个月的，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）未来一年内在山西所有项目的竞价资格；延期投产超过12个月的，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）未来三年内在山西所有项目的竞价资格，并且该项目当次竞价入选结果作废。
据了解，此前曾于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）》。
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