晉發改商品發〔2025〕322號
各市發展改革委、能源局，國網山西省電力有限公司、山西地方電力有限公司，山西電力交易中心有限公司，各有關市場主體：
根據國家發展改革委、國家能源局《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》（發改價格〔2025〕136號）文件精神，結合山西實際，我們研究制定了《深化新能源上網電價市場化改革?促進新能源高質量發展實施方案》，已經省人民政府同意，現印發給你們，請抓好貫徹執行。?
山西省發展和改革委員會??山西省能源局
國家能源局山西監管辦公室
2025年11月11日
（此文主動公開）
深化新能源上網電價市場化改革?促進新能源高質量發展實施方案
為加快構建新型電力系統、健全綠色低碳發展機制，充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，大力推動新能源高質量發展，根據《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》（發改價格〔2025〕136號）、《電力現貨市場基本規則（試行）》（發改能源規〔2023〕1217號）、《電力輔助服務市場基本規則》（發改能源規〔2025〕411號）、《電力市場計量結算基本規則》（發改能源規〔2025〕976號）等文件精神，結合山西實際，制定本實施方案。
一、改革舉措
（一）推動新能源上網電量參與市場交易。新能源項目（風電、光伏發電項目，下同）上網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。適時推動生物質發電等電源參與電力市場交易。
參與跨省跨區交易的新能源電量，上網電價和交易機制按照跨省跨區送電價格政策執行；外送通道配套新能源項目按照國家有關規定執行，暫不納入我省機制電價實施范圍。
（二）建立新能源可持續發展價格結算機制。新能源參與電力市場交易后，在市場外建立差價結算機制，納入機制的新能源電價水平（以下簡稱“機制電價”）、電量規模（以下簡稱“機制電量”）、執行期限等由省發展改革委會同省能源局、山西能源監管辦明確。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，由電網企業按規定開展差價結算，結算費用納入系統運行費用，由全體工商業用戶用電量分攤或分享（含企業自備電廠自發自用電量），現階段暫不開展其他形式的差價結算。市場交易均價原則上按照月度發電側實時市場同類項目（區分風電、光伏發電項目）加權平均價格（實施結算限價前所有時點和所有節點電價）確定。
2025年6月1日以前按照核準（備案）容量投產（全容量并網，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）容量投產的新能源項目為增量項目。
機制電量。存量項目機制電量規模，與現行具有保障性質的相關電量規模政策銜接，按照具體項目核定機制電量比例（機制電量占上網電量的比例），其中集中式平價項目機制電量比例為85%，新能源項目可在核定值范圍內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模，與現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重完成情況，以及電力市場建設等因素確定，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。存量項目與現行價格政策銜接，機制電價水平按不高于現行燃煤發電基準價格確定。增量項目機制電價水平通過競價確定，每年組織已投產和未來12個月內計劃投產、且未納入過機制執行范圍的項目自愿參與競價形成，初期分風電和光伏發電兩種類型組織，不具備充分競爭情況下，合并組織。
執行期限。存量項目按項目剩余全生命周期合理利用小時數對應年份（具體到月）與投產滿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成本變化適時調整。
（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展改革委會同省能源局、山西能源監管辦牽頭組織，省電力公司負責具體實施。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，按申報時間優先排序，直至申報電量滿足競價電量總規模。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整。為確保競爭有效，設置競價申報充足率（機制電量申報總規模與核定總規模的比率），首次競價不低于1.2，否則相應調減核定機制電量規模直至滿足充足率要求，后續視新能源發展情況適時調整。
鼓勵分散式風電、分布式光伏自行參與競價，也可由代理商代理參與競價。當年未參與競價以及參與競價但未入選的項目，可順延至后續年度參與。期間，上網電價全部由市場形成，不參與機制電價結算。
（四）建立增量項目競價約束機制。機制電價執行的起始時間結合項目申報的投產時間、入選時間等確定，未按申報日期投產的項目，實際投產前的機制電量自動失效。
擬參與競價的新能源企業或代理商，通過審核公示后，應按要求向省電力公司提交履約保函，已投產項目參與競價的，原則上不收取履約保函。競價未入選項目在競價結果公示后、入選項目在按期投產后，省電力公司應在30日內退還履約保函。其中，入選項目若未按期投產，省電力公司可根據項目投產等履約情況申請使用履約保函。
為避免入選項目在參與電力市場交易時非理性報價，單個增量項目申報納入機制的電量原則上應低于其全部上網電量，在組織競價時設定申報上限。
（五）明確機制電價差價結算方式。對納入機制的電量，電網企業每月按機制電價開展差價結算。各月分解的機制電量，為新能源項目各月實際上網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模上限的項目，若當年已結算機制電量達到年度機制電量規模，則當月超過部分及后續月不再執行機制電價，若年底仍未達到年度機制電量規模，則缺額部分電量不再執行機制電價，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日期間的上網電量仍按現行政策執行。增量項目，2025年6月1日至開始執行機制電價期間的上網電量參與電力市場，由市場形成電價，暫未參與市場前，接受實時市場現貨價格，待首次參與競價時，作為已投產但未納入過機制執行范圍的增量項目自愿參與競價。享有財政補貼的新能源項目，全生命周期合理利用小時數內的補貼標準按照原有規定執行。各地不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網、上網等的前置條件。
（七）明確機制電價退出規則。已納入機制的新能源項目，執行期限內可自愿申請退出。新能源項目執行到期，或者在期限內自愿退出的，均不再納入機制電價執行范圍。
二、配套措施
（一）規范電能量市場結算規則。貫徹落實國家電力市場計量結算基本規則，規范各類電力市場結算不合理規定，按國家規定統一結算科目樣式，加快實現電能量電費由實時市場全電量電費、日前市場差價電費、中長期（含綠色電力交易）差價合約電費組成，實時市場全電量按實時價格結算，日前市場電量按日前價格與實時價格之差作差價結算，中長期電量按合約價格與中長期結算參考點電價之差作差價結算。其中用戶側主體現貨市場價格分別按照實時和日前市場發電側節點加權平均價結算，發電側主體現貨市場價格分別按照實時和日前市場機組所在節點電價結算。
（二）健全中長期市場交易和價格機制。不斷完善中長期市場交易規則，適度放寬發電側中長期簽約比例要求，新能源中長期簽約比例原則上不設下限，相應調整用戶側中長期簽約比例，加強與現貨市場銜接，優化中長期市場分時劃分和限價規則，相應調整中長期掛牌、集中競價、滾動撮合交易限價等措施。
新能源和煤電公平參與電力市場，條件具備時，雙邊交易允許供需雙方結合新能源出力特點，合理確定中長期合同的量價、曲線、結算參考點等，結算參考點可自行選擇日前市場或實時市場任一節點或統一結算點。未選擇結算參考點的默認選擇為實時市場統一結算點。
新能源參與中長期市場交易申報電量上限按照額定容量扣減機制電量對應容量后的最大上網能力確定。
（三）優化現貨市場交易和價格機制。為保證電力市場和電力系統平穩運行，不斷完善現貨市場交易規則，推動新能源公平參與實時市場。日前市場與可靠性機組組合分開，允許新能源和用戶采用“報量報價”方式自愿參與日前市場，出清結果用于結算，但所有電量（容量）必須參與可靠性機組組合；為引導調節性資源響應系統需要，同步開展以日前負荷預測作為需求、發電側可靠性機組組合階段申報作為供給的日前全電量模擬出清和價格計算，并向全社會公布，計算結果不用于結算。
適當放寬現貨市場限價，現貨市場申報價格上限考慮工商業用戶尖峰電價水平等因素確定；申報價格下限考慮新能源在電力市場外可獲得的財政補貼、綠證交易、碳交易市場其他收益等因素確定。合理設置省內現貨市場結算限價，現貨市場結算限價原則上不高于燃煤發電度電燃料成本的2倍，迎峰度夏（冬）期間可適當提高，結算限價機制按月執行，當月度實時加權平均電價超出結算限價時，在結算環節對各節點分時結算電價等比例調減。在成本調查基礎上，優化調整發電機組啟動補償、必開機組補償等標準。
（四）完善綠色電力交易機制。綠色電力交易申報和成交價格應分別明確電能量價格和相應綠色電力證書（以下簡稱“綠證”）價格。省內綠色電力交易中不單獨組織集中競價和滾動撮合交易，采取雙邊協商或掛牌交易等方式開展。在合理銜接、風險可控前提下，鼓勵開展多年期綠色電力交易。機制電量不重復獲得綠證收益。綠色電力交易的綠證收益，按當月綠電合同電量、扣除實際結算機制電量后的剩余上網電量、電力用戶用電量三者取小的原則確定。存量集中式平價項目，已簽訂的綠色電力交易合約，其當月綠色電力交易合約電量（含多年、年度、季度交易分解至當月的）超出實際上網電量減去機制電量部分，于當月從機制電量中相應扣減；新簽訂的綠色電力交易合約，其當月綠色電力交易合約電量（含多年、年度、季度交易分解至當月的）超出實際上網電量減去機制電量部分，于當月從機制電量中相應扣減，后續年度相應扣減機制電量比例（不含跨省跨區交易電量部分，國家另有規定的按國家規定執行）。其他項目，機制電量部分按照機制電價結算，其他部分按照國家和我省相關電力市場交易規則結算。
（五）規范輔助服務市場機制。加強電力輔助服務市場與中長期市場、現貨市場的統籌銜接，科學確定輔助服務市場需求，合理設置有償輔助服務品種，規范輔助服務計價等市場規則。允許新能源參與輔助服務市場。符合國家要求的調頻、備用等輔助服務費用（不含提供輔助服務過程中產生的電量費用），原則上由用戶用電量（含外送電量）和未參與電能量市場交易的上網電量共同分擔，分擔比例由省發展改革委明確。其他需由經營主體承擔的輔助服務費用，按程序報批。
（六）健全發電側容量補償機制。發電側容量補償適用范圍適時由煤電拓展至天然氣發電、風電、光伏、抽水蓄能、新型儲能等可提供有效容量的各類發電主體（不含已納入機制的新能源）。容量補償實行統一的電價標準，容量補償費用由容量補償標準、有效容量、供需系數共同確定。探索建立市場化容量補償機制，推動由補償傳統機組固定成本缺額向市場保障系統長期容量充裕度轉變，通過市場發現容量價格，在發電側逐步形成“電能量+容量”的兩部制市場價格體系。
（七）優化代理購電電量采購機制。完善與新能源全電量參與市場交易相適應的電網企業代理購電機制，機制電價政策執行后，新能源以外執行“保量保價”的優先發電電量，優先作為保障居民、農業用戶以及線損電量的購電電量來源，仍有剩余的可作為全體工商業用戶購電來源，上網電價按現行價格政策執行，由電網企業收購，不足部分通過市場化采購，偏差電量按照現貨市場價格結算。新能源上網電量可作為電網企業代理采購電量來源，由電網企業通過市場化方式采購。電網企業要定期預測代理購電工商業用戶用電量及負荷曲線，統籌考慮季節變更、節假日安排等因素，分別預測分時段用電量，自主確定日前市場申報電量。
（八）健全新能源消納銜接機制。“報量報價”參與現貨市場的新能源，在省間現貨、省內現貨以及輔助服務等市場全部組織完成后，因自身報價因素導致的未上網電量，不納入系統原因新能源利用率統計與考核。針對新能源大發時段導致的消納問題，統籌制定新能源消納利用排序。原則上“報量報價”項目依據報價進行排序，報價相同的項目可按照等比例方式消納。探索定期開展新能源企業預測偏差排序，并與棄電排序進行動態掛鉤，激勵新能源企業提高預測精準度。
（九）建立發電機組成本調查制度。結合山西電網能源結構特性，制定市場化機組成本模型、調查制度和核算規則。定期開展不同類型機組啟動成本、空載成本、變動成本及固定成本調查工作，分類測算各類型機組成本水平及波動趨勢。通過邏輯校核、交叉驗證以及現場核查等方式，確保數據真實準確，為我省電力市場平穩運行和電價機制不斷優化提供支撐。
（十）建立電力市場價格監測體系。建立健全涵蓋發電企業、售電公司、電力用戶、新型經營主體等多維度多指標價格監測體系，加強電力中長期、現貨和輔助服務市場價格信息監測，包括但不限于各類結算科目、費用，相關市場主體收益、費用分攤，涉價信息披露等。電力市場出現價格異常波動時，及時啟動預警，分析異常原因，提出處置方案，確保電價改革平穩有序推進。堅決糾正不當干預電力市場行為，不得向新能源不合理分攤費用。
三、保障措施
省發展改革委會同省能源局、山西能源監管辦根據本實施方案制定配套實施細則，在各自職能范圍內，負責完善電力現貨、中長期、綠色電力交易、電力輔助服務等市場交易規則和分時電價等價格機制，密切跟蹤價格波動、新能源發電成本和收益變化、終端用戶電價水平等，定期評估改革對行業發展和企業經營等方面的影響，及時總結改革成效，優化政策實施。電網企業做好技術支撐和平臺搭建，密切配合開展機制電價具體實施工作，及時做好合同（協議）簽訂、電費結算等，對新能源可持續發展價格結算機制執行結果單獨歸集，按規定披露市場有關信息，及時向電力用戶解釋系統運行費用結構變化等。各部門根據工作職能，充分利用門戶網站等渠道，加強政策宣傳解讀，積極與市場主體溝通交流，及時回應社會關切，充分凝聚改革共識，確保政策平穩落地實施。
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