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

重點內(nèi)容如下：

(一)推動新能源上網(wǎng)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(wǎng)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(wǎng)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(zhì)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(wǎng)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(guān)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(jié)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(wǎng)企業(yè)按規(guī)定開展差價結(jié)算，結(jié)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)階段不再開展其他形式的差價結(jié)算。

市場交易均價原則上按照月度發(fā)電側(cè)實時市場同類項目(區(qū)分風電、光伏發(fā)電項目)加權(quán)平均價格(實施結(jié)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(chǎn)(全容量并網(wǎng)，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(chǎn)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(zhì)的相關(guān)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(wǎng)電量的比例)，新能源項目可在核定值范圍內(nèi)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(quán)重完成情況，以及電力市場建設(shè)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(chǎn)和未來12個月內(nèi)計劃投產(chǎn)、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(chǎn)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(diào)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(diào)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(diào)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(wǎng)電價全部由市場形成，不參與機制電價結(jié)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(jié)合項目申報的投產(chǎn)時間、入選時間等確定，未按申報日期投產(chǎn)的項目，實際投產(chǎn)前的機制電量自動失效。

(五)明確機制電價差價結(jié)算方式
對納入機制的電量，電網(wǎng)企業(yè)每月按機制電價開展差價結(jié)算。各月分解的機制電量，為新能源項目各月實際上網(wǎng)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(jié)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(wǎng)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(wǎng)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(chǎn)但未納入過機制執(zhí)行范圍的增量項目自愿參與競價。

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

（八）配套措施

優(yōu)化現(xiàn)貨市場交易和價格機制。合理設(shè)置省內(nèi)現(xiàn)貨市場結(jié)算限價，現(xiàn)貨市場結(jié)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。

建全發(fā)電側(cè)容量補償機制。發(fā)電側(cè)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)。

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(nèi)現(xiàn)貨以及輔助服務(wù)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(wǎng)電量，不納入系統(tǒng)原因新能源利用率統(tǒng)計與考核。