中国储能网讯：近日，山西省发改委发布关于征求对《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）》意见建议的函。

征求意见稿表示，新能源项目（风电、光伏发电项目）上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，暂不纳入我省机制电价实施范围。

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

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。

执行期间：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。

建立增量项目机制电价竞价制度。增量项目竞价工作由省发展改革委会同省能源局牵头组织，省电力公司负责具体组织实施。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，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。

竞价上、下限由省发展改革委综合考虑合理成本收益、绿色价值:电力市场供需形势、用户承受能力、引导有序竞争等因素确定并适时调整。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，也可聚合后统参与竞价。当年未参与竞价以及参与竟价但未入选的项目，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。

明确机制电价差价结算方式。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。各月分解的机制电量，为新能源项目各月实际上网电量与确定比例的乘积。增量项目以及存量项目中核定机制电量年度规模上限的项目，若当年已结算机制电量达到年度机制电量规模，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规模，则缺额部分电量不再执行机制电价，不进行跨年滚动。

明确机制电价衔接政策。

存量项目，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。

增量项目，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。

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。

原文如下：