8月20日，山西省发展改革委发布关于公开征求《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）》意见的通知。

其中提到，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。

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。未选择的结算参考点的默认选择为实时市场统一结算点。

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。

《山西省存量新能源项目机制电价实施细则》提出，机制电量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。

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。跨省跨区绿色电力交易电量，从实际上网电量中相应扣减。

“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。

2025年，新能源项目可在核定的机制电量比例范围内自主确定执行机制的电量比例；2026年及以后，新能源项目每年可自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年。

机制电量只进行一次差价结算。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。

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）。

执行期限：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。

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，山西省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，山西省大同、朔州、忻州、阳泉为二类资源区，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和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%。

《山西省增量新能源项目机制电价实施细则》提出，机制电量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：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。

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。首次竞价上限按山西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）。

执行期限：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。

执行机制电价的起始时间：

入选当年投产的项目，按入选时间开始执行；入选当年未投产的项目，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。

此外，还提到，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。

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。