山西136号文正式下发：存量0.332元/度、增量竞价0.2~0.332元/度

11月11日，山西省发展和改革委员会发布关于印发《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》、《存量新能源项目机制电价实施细则(试行)》、《增量新能源项目机制电价实施细则(试行)》的通知。

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，按现行燃煤发电基准价确定为0.332元/千瓦时。

存量项目认定时间：集中式风电、光伏主要依据项目核准文件和电力业务许可证认定。分散式风电按照并网调度协议记载的信息认定；分布式光伏按照电网企业信息系统中记录的信息认定。

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，接受实时现货价格。

机制电价：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，下限为0.2元/千瓦时。

增量竞价主体：已投产（全容量并网）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。

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。

其中，集中式平价项目机制电量比例为85%；“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。

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，考虑新能源项目成本差异较大，分风电和光伏发电两种类型组织，分别形成机制电价。设置竞价申报充足率，首次竞价不低于1.2，否则相应调减机制电量规模直至满足充足率要求。

原文见下：

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

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《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)、《电力现货市场基本规则(试行)》(发改能源规〔2023〕1217号)、《电力辅助服务市场基本规则》(发改能源规〔2025〕411号)、《电力市场计量结算基本规则》(发改能源规〔2025〕976号)等文件精神，结合山西实际，制定本实施方案。

一、改革举措

(一)推动新能源上网电量参与市场交易。新能源项目(风电、光伏发电项目，下同)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。

(二)建立新能源可持续发展价格结算机制。新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算机制，纳入机制的新能源电价水平(以下简称“机制电价”)、电量规模(以下简称“机制电量”)、执行期限等由省发展改革委会同省能源局、山西能源监管办明确。对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入系统运行费用，由全体工商业用户用电量分摊或分享(含企业自备电厂自发自用电量)，现阶段暂不开展其他形式的差价结算。市场交易均价原则上按照月度发电侧实时市场同类项目(区分风电、光伏发电项目)加权平均价格(实施结算限价前所有时点和所有节点电价)确定。

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。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)，其中集中式平价项目机制电量比例为85%，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。

(三)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、山西能源监管办牵头组织，省电力公司负责具体实施。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，设置竞价申报充足率(机制电量申报总规模与核定总规模的比率)，首次竞价不低于1.2.否则相应调减核定机制电量规模直至满足充足率要求，后续视新能源发展情况适时调整。

鼓励分散式风电、分布式光伏自行参与竞价，也可由代理商代理参与竞价。当年未参与竞价以及参与竞价但未入选的项目，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。

(四)建立增量项目竞价约束机制。机制电价执行的起始时间结合项目申报的投产时间、入选时间等确定，未按申报日期投产的项目，实际投产前的机制电量自动失效。

拟参与竞价的新能源企业或代理商，通过审核公示后，应按要求向省电力公司提交履约保函，已投产项目参与竞价的，原则上不收取履约保函。竞价未入选项目在竞价结果公示后、入选项目在按期投产后，省电力公司应在30日内退还履约保函。其中，入选项目若未按期投产，省电力公司可根据项目投产等履约情况申请使用履约保函。

为避免入选项目在参与电力市场交易时非理性报价，单个增量项目申报纳入机制的电量原则上应低于其全部上网电量，在组织竞价时设定申报上限。

(五)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。

(六)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。享有财政补贴的新能源项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按照原有规定执行。各地不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。

(七)明确机制电价退出规则。已纳入机制的新能源项目，执行期限内可自愿申请退出。新能源项目执行到期，或者在期限内自愿退出的，均不再纳入机制电价执行范围。

二、配套措施

(一)规范电能量市场结算规则。贯彻落实国家电力市场计量结算基本规则，规范各类电力市场结算不合理规定，按国家规定统一结算科目样式，加快实现电能量电费由实时市场全电量电费、日前市场差价电费、中长期(含绿色电力交易)差价合约电费组成，实时市场全电量按实时价格结算，日前市场电量按日前价格与实时价格之差作差价结算，中长期电量按合约价格与中长期结算参考点电价之差作差价结算。其中用户侧主体现货市场价格分别按照实时和日前市场发电侧节点加权平均价结算，发电侧主体现货市场价格分别按照实时和日前市场机组所在节点电价结算。

(二)健全中长期市场交易和价格机制。不断完善中长期市场交易规则，适度放宽发电侧中长期签约比例要求，新能源中长期签约比例原则上不设下限，相应调整用户侧中长期签约比例，加强与现货市场衔接，优化中长期市场分时划分和限价规则，相应调整中长期挂牌、集中竞价、滚动撮合交易限价等措施。

新能源和煤电公平参与电力市场，条件具备时，双边交易允许供需双方结合新能源出力特点，合理确定中长期合同的量价、曲线、结算参考点等，结算参考点可自行选择日前市场或实时市场任一节点或统一结算点。未选择结算参考点的默认选择为实时市场统一结算点。

新能源参与中长期市场交易申报电量上限按照额定容量扣减机制电量对应容量后的最大上网能力确定。

(三)优化现货市场交易和价格机制。为保证电力市场和电力系统平稳运行，不断完善现货市场交易规则，推动新能源公平参与实时市场。日前市场与可靠性机组组合分开，允许新能源和用户采用“报量报价”方式自愿参与日前市场，出清结果用于结算，但所有电量(容量)必须参与可靠性机组组合;为引导调节性资源响应系统需要，同步开展以日前负荷预测作为需求、发电侧可靠性机组组合阶段申报作为供给的日前全电量模拟出清和价格计算，并向全社会公布，计算结果不用于结算。

适当放宽现货市场限价，现货市场申报价格上限考虑工商业用户尖峰电价水平等因素确定;申报价格下限考虑新能源在电力市场外可获得的财政补贴、绿证交易、碳交易市场其他收益等因素确定。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。在成本调查基础上，优化调整发电机组启动补偿、必开机组补偿等标准。

(四)完善绿色电力交易机制。绿色电力交易申报和成交价格应分别明确电能量价格和相应绿色电力证书(以下简称“绿证”)价格。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。在合理衔接、风险可控前提下，鼓励开展多年期绿色电力交易。机制电量不重复获得绿证收益。绿色电力交易的绿证收益，按当月绿电合同电量、扣除实际结算机制电量后的剩余上网电量、电力用户用电量三者取小的原则确定。存量集中式平价项目，已签订的绿色电力交易合约，其当月绿色电力交易合约电量(含多年、年度、季度交易分解至当月的)超出实际上网电量减去机制电量部分，于当月从机制电量中相应扣减;新签订的绿色电力交易合约，其当月绿色电力交易合约电量(含多年、年度、季度交易分解至当月的)超出实际上网电量减去机制电量部分，于当月从机制电量中相应扣减，后续年度相应扣减机制电量比例(不含跨省跨区交易电量部分，国家另有规定的按国家规定执行)。其他项目，机制电量部分按照机制电价结算，其他部分按照国家和我省相关电力市场交易规则结算。

(五)规范辅助服务市场机制。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、备用等辅助服务费用(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。

(六)健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、新型储能等可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。

(七)优化代理购电电量采购机制。完善与新能源全电量参与市场交易相适应的电网企业代理购电机制，机制电价政策执行后，新能源以外执行“保量保价”的优先发电电量，优先作为保障居民、农业用户以及线损电量的购电电量来源，仍有剩余的可作为全体工商业用户购电来源，上网电价按现行价格政策执行，由电网企业收购，不足部分通过市场化采购，偏差电量按照现货市场价格结算。新能源上网电量可作为电网企业代理采购电量来源，由电网企业通过市场化方式采购。电网企业要定期预测代理购电工商业用户用电量及负荷曲线，统筹考虑季节变更、节假日安排等因素，分别预测分时段用电量，自主确定日前市场申报电量。

(八)健全新能源消纳衔接机制。“报量报价”参与现货市场的新能源，在省间现货、省内现货以及辅助服务等市场全部组织完成后，因自身报价因素导致的未上网电量，不纳入系统原因新能源利用率统计与考核。针对新能源大发时段导致的消纳问题，统筹制定新能源消纳利用排序。原则上“报量报价”项目依据报价进行排序，报价相同的项目可按照等比例方式消纳。探索定期开展新能源企业预测偏差排序，并与弃电排序进行动态挂钩，激励新能源企业提高预测精准度。

(九)建立发电机组成本调查制度。结合山西电网能源结构特性，制定市场化机组成本模型、调查制度和核算规则。定期开展不同类型机组启动成本、空载成本、变动成本及固定成本调查工作，分类测算各类型机组成本水平及波动趋势。通过逻辑校核、交叉验证以及现场核查等方式，确保数据真实准确，为我省电力市场平稳运行和电价机制不断优化提供支撑。

(十)建立电力市场价格监测体系。建立健全涵盖发电企业、售电公司、电力用户、新型经营主体等多维度多指标价格监测体系，加强电力中长期、现货和辅助服务市场价格信息监测，包括但不限于各类结算科目、费用，相关市场主体收益、费用分摊，涉价信息披露等。电力市场出现价格异常波动时，及时启动预警，分析异常原因，提出处置方案，确保电价改革平稳有序推进。坚决纠正不当干预电力市场行为，不得向新能源不合理分摊费用。

三、保障措施

省发展改革委会同省能源局、山西能源监管办根据本实施方案制定配套实施细则，在各自职能范围内，负责完善电力现货、中长期、绿色电力交易、电力辅助服务等市场交易规则和分时电价等价格机制，密切跟踪价格波动、新能源发电成本和收益变化、终端用户电价水平等，定期评估改革对行业发展和企业经营等方面的影响，及时总结改革成效，优化政策实施。电网企业做好技术支撑和平台搭建，密切配合开展机制电价具体实施工作，及时做好合同(协议)签订、电费结算等，对新能源可持续发展价格结算机制执行结果单独归集，按规定披露市场有关信息，及时向电力用户解释系统运行费用结构变化等。各部门根据工作职能，充分利用门户网站等渠道，加强政策宣传解读，积极与市场主体沟通交流，及时回应社会关切，充分凝聚改革共识，确保政策平稳落地实施。

存量新能源项目机制电价实施细则（试行）

第一章 总则

第一条 依据《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实施方案》等文件规定，结合山西实际，制定本实施细则。

第二条 本实施细则适用于山西省行政区域内2025年6月1日（不含）以前投产的新能源项目（以下简称“存量项目”），不含外送通道配套新能源项目。

第三条 本实施细则所称机制电价指新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算机制的电价水平。机制电量指纳入机制的新能源电量规模。执行期限指新能源机制电价执行时间。

第四条 本实施细则所称新能源项目主要包括集中式风电、集中式光伏、分散式风电、分布式光伏等。

第五条 本实施细则所称投产指新能源项目原则上按照核准（备案）文件载明的建设容量全部建成并网（即全容量并网）。

第六条 存量新能源项目机制电价实施工作由省发展改革委会同省能源局、山西能源监管办牵头组织，省电力公司负责具体实施。

第二章 项目认定

第七条 存量项目区分集中式风电、集中式光伏、分散式风电、分布式光伏分别审核认定。

第八条 审核认定工作按照发布公告、企业申报、电网审核、项目公示、结果公布程序组织。

第九条 拟申报纳入存量项目的企业应按规定提交核准（备案）文件、电力业务许可证（豁免项目除外）、营业执照、购售电合同、调度并网协议等。

第十条 集中式风电、光伏投产按以下原则认定：

集中式风电、光伏主要依据项目核准（备案）文件和电力业务许可证认定。单个项目分批次办理电力业务许可证的，以最后取得的电力业务许可证载明的投产时间作为其全容量并网时间，投产容量为电力业务许可证载明的累计容量。

其中，核准（备案）文件载明的建设容量与电力业务许可证载明的机组容量一致且电力业务许可证载明的机组投产时间为2025年6月1日（不含）以前的，认定为存量项目。

核准（备案）文件载明的建设容量大于电力业务许可证载明的机组容量且电力业务许可证载明的机组投产时间为2025年6月1日（不含）以前的，可认定为存量项目，容量按照电力业务许可证载明的累计容量确定；也可由企业自主选择放弃纳入存量项目，在核准文件载明的建设容量全部并网后按增量项目政策执行。

2025年6月1日（不含）以前已并网发电但尚未取得电力业务许可证的项目，可适当放宽提供电力业务许可证的期限，原则上自发布公告之日起不超过6个月。企业对具体投产时间和提交电力业务许可证的日期作出承诺后，可认定为待定存量项目，待企业按期提交电力业务许可证后，按前款原则审核认定。逾期未提交电力业务许可证的，认定为增量项目。认定为增量项目的相应扣减已结算机制电费。

第十一条 分散式风电按照并网调度协议记载的信息认定。其中，并网调度协议记载的投产时间为2025年6月1日（不含）以前的，认定为存量项目。

第十二条 分布式光伏按照电网企业信息系统中记录的信息认定。其中，信息系统中记录的投产时间为2025年6月1日（不含）以前的，认定为存量项目。

第三章 机制电量

第十三条 机制电量规模按照与现行具有保障性质的相关电量规模政策妥善衔接确定。

第十四条 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。其中存量集中式平价项目，已签订的绿色电力交易合约，其当月绿色电力交易合约电量（含多年、年度、季度交易分解至当月的）超出实际上网电量减去机制电量部分，于当月从机制电量中相应扣减；新签订的绿色电力交易合约，其当月绿色电力交易合约电量（含多年、年度、季度交易分解至当月的）超出实际上网电量减去机制电量部分，于当月从机制电量中相应扣减，后续年度相应扣减机制电量比例（不含跨省跨区绿色电力交易电量部分，国家另有规定的按国家规定执行）。

第十五条 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，其中集中式平价项目机制电量比例为85%。

第十六条 “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。

第十七条 新能源项目可在上述核定的机制电量比例（规模）范围内自主确定每年执行机制的电量比例（规模），但不得高于上一年。

第四章 机制电价

第十八条 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）。

第十九条 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。市场交易均价原则上按照月度发电侧实时市场同类项目（区分风电、光伏发电项目）加权平均价格（结算限价前所有时点和所有节点）确定。市场交易均价低于或高于机制电价的部分，纳入系统运行费用管理，在系统运行费用中单列“新能源可持续发展价格结算机制差价结算费用”科目，按月测算、滚动清算。

第二十条 现阶段，机制电量暂不开展其他形式的差价结算。新能源参与中长期市场交易申报电量上限按照额定容量扣减机制电量对应容量后的最大上网能力确定。

第二十一条 单个项目机制电量对应的场内交易电价按照所在节点实时市场分时价格进行场内结算。

第二十二条 纳入机制且确定年度机制电量总规模的新能源项目，若当年已结算机制电量达到年度机制电量总规模，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总规模，则缺额部分不再执行机制电价，不进行跨年滚动。

第五章 执行期限

第二十三条 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。

第二十四条 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，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，大同、朔州、忻州、阳泉等四市为二类资源区，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，以及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%。

第二十五条 新能源项目机制电价执行到期，或者在期限内自愿退出的，均不再纳入机制电价执行范围。

第二十六条 分期并网项目的执行期限起始日期为首台机组并网时间，即集中式风电、光伏按电力业务许可证载明的首台机组并网时间认定，分散式风电按照并网调度协议记载的首台机组并网时间认定，分布式光伏按照电网企业信息系统中记录的首台机组并网时间认定。

第六章 附则

第二十七条 企业在申报纳入存量项目过程中弄虚作假的，一经查实，取消其享受机制电价资格。

第二十八条 本实施细则由省发展改革委、省能源局、山西能源监管办负责解释。

第二十九条 本实施细则自2025年11月11日起试行，有效期2年，如遇国家政策调整或行业变化适时调整。

增量新能源项目机制电价实施细则（试行）

第一章 总则

第一条 依据《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实施方案》等文件规定，结合山西实际，制定本实施细则。

第二条 本实施细则适用于2025年6月1日（含）以后投产的新能源项目（以下简称“增量项目”），不含跨省跨区通道配套新能源项目。

第三条 本实施细则所称机制电价指新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算机制的电价水平。机制电量指纳入机制的新能源电量规模。执行期限指新能源机制电价执行时间。市场交易按照存量项目有关规则执行。

第四条 本实施细则所称新能源项目主要包括集中式风电、集中式光伏、分散式风电、分布式光伏等。

第五条 本实施细则所称投产指新能源项目原则上按照核准（备案）文件载明的建设容量全部建成并网（即全容量并网）。

第六条 机制电价竞价工作由省发展改革委会同省能源局、山西能源监管办牵头组织，省电力公司负责具体实施。

第二章 机制电量

第七条 年度机制电量总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。当年完成情况预计超出消纳责任权重的，次年机制电量规模可适当减少；未完成的，次年机制电量规模可适当增加。

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新能源投产规划、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。

第八条 单个项目的机制电量通过竞价确定。为避免入选项目在参与电力市场交易时非理性报价，单个增量项目申报纳入机制的电量原则上应低于其全部上网电量，在组织竞价时设定申报上限。入选项目月度结算时机制电量比例按照入选项目申报比例执行，“自发自用、余电上网”项目月度结算时机制电量应扣除自发自用电量（实际结算的机制电量=竞得机制电量-自发自用电量）。若当年已结算机制电量达到年度机制电量总规模，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总规模，则缺额部分不再执行机制电价，不进行跨年滚动。

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

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。

第九条 代理商应为代理的每个项目分别申报机制电量，其可申报机制电量上限为所代理每个项目的可申报机制电量上限之和。

第十条 机制电量申报单位为“兆瓦时”，保留小数点后面3位。

第三章 机制电价

第十一条 机制电价由竞价形成，竞价采用边际出清方式确定出清价格，根据新能源项目的申报电量、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，成交的最后一个项目其入选电量不足申报电量的按申报电量全额成交。初期，考虑新能源项目成本差异较大，分风电和光伏发电两种类型组织，分别形成机制电价，不具备充分竞争情况下，合并组织。

第十二条 竞价上限考虑增量项目合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定。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0.2元/千瓦时（含税）。

第十三条 竞价通知发布前已全容量并网的自然人户用分布式光伏项目参与竞价时，可自主选择按直接接受竞价结果方式确定机制电量和机制电价。选择该模式的项目业主应与电网企业签订协议，仅需申报装机容量，无需单独申报电量、电价，由竞价组织机构统一组织出清。

第十四条 机制电价申报价格单位为“元/兆瓦时”，保留小数点后面3位，含增值税。

第四章 执行期限

第十五条 执行期限按照风电、光伏项目回收初始投资（不考虑相关收益）的平均期限确定。

第十六条 执行机制电价的起始时间：

入选时已投产的项目，按入选时间开始执行；入选时未投产的项目，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开始执行。

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。

第十七条 代理商代理项目的投产时间按所有项目中最晚投产时间确定。

第五章 竞价主体

第十八条 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。

分散式风电、分布式光伏项目可委托代理商代理参与竞价。每年度，单个分散式风电、分布式光伏项目主体仅可选择一家代理商作为其竞价代理机构。

第十九条 竞价主体项目业主应为具有独立承担民事责任能力和独立签订合同权利的法人、非法人组织和自然人。

第二十条 存在以下情况的增量项目不得参与竞价：

（一）处于被行政主管部门责令停产、停业或进入破产程序的；

（二）处于行政主管部门相关文件确认的禁止竞价的范围和处罚期间内的；

（三）近三年存在骗取入选或严重违约，经有关部门认定导致重大及以上质量事故或重大及以上安全事故的；

（四）被市场监督管理部门在全国企业信用信息公示系统中列入经营异常名录或者严重违法企业名单的。

（五）被最高人民法院在“信用中国”网站或各级信用信息共享平台中列入失信被执行人名单的。

第二十一条 代理商应与代理项目签订代理协议，明确双方权利、义务及服务内容。

第二十二条 竞价主体资质

（一）已投产项目

集中式风电、光伏项目应具备：项目核准（备案）文件、发电业务许可证（暂未取得的提供书面承诺）、营业执照、并网调度协议。

分散式风电、分布式光伏项目应具备：项目核准（备案）文件、营业执照（非自然人项目）、居民身份证明（自然人项目）、购售电合同、并网调度协议。其中，代理商需提供代理协议。

（二）未投产项目

集中式风电、光伏项目：项目核准（备案）文件、营业执照、项目业主资信证明、项目建设场址使用（租赁）协议或相关用地规划手续（如用地预审及选址意见书等）。

分散式风电、分布式光伏项目：分散式风电项目应提供项目核准文件、营业执照、项目建设场址使用（租赁）协议或相关用地规划手续（如用地预审及选址意见书等）。工商业、非自然人户用分布式光伏项目应提供项目备案文件、营业执照、项目建设厂址产权证明、租赁合同。自然人户用分布式光伏应提供项目备案文件、居民身份证明、自有住宅产权证明。其中，代理商需提供代理协议。

第六章 竞价组织

第二十三条 竞价工作按照发布通知、提交资料、审核公示、提交保函、组织竞价、结果公示、结果公布、签订协议等程序组织。

第二十四条 发布通知。省发展改革委负责发布年度竞价通知，竞价通知应包括：竞价主体、竞价时间、竞价分类、电量规模、竞价上下限、执行期限、履约保函要求等内容。省电力公司依据省发展改革委发布的竞价通知，3个工作日内发布竞价公告，明确竞价组织方式、组织程序、时间安排等具体事宜。

每年竞价通知原则上于10月底前发布。其中，2025年6月1日至12月31日期间增量项目竞价视情况开展并发布通知。

第二十五条 提交资料。拟参与竞价的新能源项目，按公告要求在规定时间内，提交项目竞价相关材料，并对提交材料的真实性、完整性负责。

第二十六条 审核公示。省电力公司对提交材料的完整性、合规性进行初审，汇总项目有关信息，归集项目所属一级集团信息，开展市场集中度监控。未通过初审的项目集中退回，有关项目主体需在限期内补齐，逾期未补齐的，视为放弃当年竞价资格，重新提交后仍未通过审核的，取消竞价资格。审核情况及结果报省发展改革委、省能源局、山西能源监管办审定后，省电力公司对审核结果予以公示，公示期为3个工作日。

第二十七条 提交保函。通过资质审核的新能源项目、代理商，应按照竞价公告提交履约保函（未通过代理商参与竞价的自然人户用分布式光伏项目免交履约保函）。已投产项目不收取履约保函。履约保函不符合规定的，需在限期内按要求重新提交，逾期未重新提交或仍不符合规定的，取消其当年竞价资格。

保函金额=项目核准（备案）装机容量×同类项目近三年平均发电利用小时×同类项目近三年平均上网电价（不含可再生能源补贴）×调节系数，调节系数暂定为10%。保函金额四舍五入取整到元，原则上不超过300万元。

履约保函的有效期不得小于项目承诺的投产日期后一年。

具备条件时，新能源项目可通过履约保证金、保险方式参与竞价。

第二十八条 组织竞价。已提交履约保函的项目（含免交履约保函的新能源项目），应按照竞价公告明确的日期申报竞价电量和电价。竞价开始后竞价电量和电价将自动封存，不得更改。

竞价主体申报完成后，按照价格优先、时间优先的原则当日内完成边际出清。

为确保竞争有效，设置竞价申报充足率（机制电量申报总规模与核定总规模的比率），首次竞价不低于1.2，否则相应调减核定机制电量规模直至满足充足率要求，后续视新能源发展情况适时调整。

第二十九条 结果公示。省电力公司按照出清结果公示拟入选项目名单，公示期为3个工作日。单个项目参与竞价的，公示信息包括项目名称、项目主体、项目类型、机制电量、申报比例、机制电价、申报投产时间等。由代理商代理参与竞价的，公示信息包括代理商名称、总机制电量、代理项目名称、代理项目类型、各代理项目机制电量、申报比例、机制电价、代理项目申报投产时间。如竞价主体对公示结果有异议，须在公示期内以书面形式向省电力公司提出，并提供相关印证材料。公示期内未提出异议的，视为认可竞价结果。

第三十条 结果公布。公示期结束无异议的，省电力公司报请省发展改革委、省能源局、山西能源监管办审定并发布竞价结果。当次竞价未入选项目可继续参与后续竞价。

第三十一条 签订协议。竞价结果公布1个月内（截止时间应在12月31日前），电网企业与入选项目签订新能源可持续发展价格结算机制差价协议（以下简称“差价结算协议”）。差价结算协议原则上每年一签，到期后自动延续，期限届满前，双方可进行协商并重新签订。

已入选项目（以项目核准（备案）编码信息为基础判定依据）因自身原因，未按期签订差价结算协议的，视同自愿放弃机制电价、电量，不得参与后续年度机制电价竞价。电网企业应做好告知工作。

第七章 考核机制

第三十二条 电网企业应做好并网服务，建立并网进度跟踪机制，按照时间节点做好接网工程建设及并网调试工作。入选项目应严格按照申报时间投产，并按要求定期向电网企业报送项目前期工作进展、建设进度等情况。

第三十三条 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，代理商代理的取消代理商未来一年内在山西代理资格；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，代理商代理的取消代理商未来三年内在山西的代理资格，同时其代理的已入选项目当次竞价入选结果作废。

第三十四条 履约保函使用。未入选项目在竞价结果公示后、入选项目在按期投产后，可申请退还保函。代理商代理项目共用一份保函，其代理入选项目全部全容量并网后可申请退还保函。

对延期投产不超过6个月的项目（代理商），按延期天数扣除履约保函金额，每日按金额的1‰计算，剩余履约保函金额在项目实际投产后返还；对延期投产超6个月不超过12个月的项目（代理商），按延期天数扣除履约保函金额，每日按金额的2‰计算，剩余履约保函金额在项目实际投产后返还；对延期投产超12个月及以上的项目（代理商），扣除全部履约保函。扣除的履约保函资金冲减系统运行费，由全体工商业用户分享。

第三十五条 竞价主体在材料申报、竞价过程中存在弄虚作假、串通报价等扰乱竞价秩序的，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）三年内在山西所有项目的竞价资格。

第三十六条 山西地方电网、增量配电网、水电自供区等负责其区域内符合条件的增量新能源项目竞价资料收集、资质审核、保函收取等工作，并统一对接省电力公司搭建的竞价平台；根据新能源项目竞得机制电量按规定开展差价结算，并按月向省电力公司提供差价结算情况。

第八章 附则

第三十七条 竞价组织机构及其相关工作人员要严守保密规定，严禁擅自对外泄露项目申报信息等内容。

第三十八条 本实施细则由省发展改革委、省能源局、山西能源监管办负责解释。

第三十九条 本实施细则自2025年11月11日起试行，有效期2年，如遇国家政策调整或行业变化适时调整。