山西“136号文”：存量0.332元/kWh，增量0.2-0.332元/kWh
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。
《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》提到，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，暂不纳入山西省机制电价实施范围。
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。
存量项目：
项目范围：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。
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。
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。
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：
项目范围：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：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：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：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。
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。
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。
