山西省新能源上网电价市场化改革方案核心要点 一、核心观点 - 推动新能源（风电、光伏）上网电量全部进入电力市场，通过"报量报价"方式形成市场化电价，暂不具备条件的接受市场形成价格[2][22] - 建立差价结算机制，市场交易均价与机制电价的差额由电网企业结算，费用由全体工商业用户分摊或分享[3][23] - 区分存量与增量项目：存量项目机制电价不高于燃煤基准价，增量项目通过竞价确定电价[5][25] - 2025年6月1日为分界点，此前投产项目为存量，此后为增量[3][23] 二、市场交易机制 - 新能源电量原则上全部参与市场交易，跨省跨区交易按送电价格政策执行[2][22] - 现货市场结算限价不高于燃煤发电度电燃料成本的2倍，迎峰度夏（冬）期间可上调[13][34] - 允许新能源参与辅助服务市场，调频/备用费用由用户和未参与市场的上网电量分担[37] 三、存量与增量项目政策 存量项目 - 机制电量比例按项目核定，每年自主确定但不得高于上年水平[4][24] - 机制电价不高于现行燃煤基准价，执行期限为剩余生命周期或投产满20年中的较早者[5][6][25] 增量项目 - 机制电量通过竞价确定，初期分风电/光伏两类组织[4][24] - 每年10月底前组织竞价，采用边际出清方式，申报规模与核定规模比率不低于1.2[7][25][26] - 执行期限根据投资回收期确定，遇重大政策变化可调整[6][25] 四、配套措施 - 优化现货市场：新能源可"报量报价"参与日前市场，但需参与可靠性机组组合[32] - 容量补偿机制拓展至风电/光伏/储能等，探索"电能量+容量"两部制价格体系[13][37] - 建立成本调查制度，定期测算机组成本波动趋势[39] - 电网企业代理购电优先使用"保量保价"电量，不足部分通过市场化采购[38] 五、执行与监管 - 未按申报日期投产的增量项目，机制电量自动失效[9][28] - 已纳入机制的项目可自愿退出，到期后不再执行机制电价[12][30] - 省发改委牵头建立价格监测体系，异常波动时启动预警[41]