山西“136号文”承接方案：增量项目首次竞价区间0.199~0.332元/千瓦时！

8月20日，山西省发改委发布《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）》，意见稿要求：

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），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。

《山西省存量新能源项目机制电价实施细则》提出：

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）。

《山西省增量新能源项目机制电价实施细则》提出：

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0.199元/千瓦时（含税）。