山西省“136号文”征求意见稿明确新能源项目上网电价市场化改革方向，设定增量项目竞价上下限为0.199~0.332元/千瓦时（含税），存量项目机制电价按燃煤基准价0.332元/千瓦时执行。以下是具体内容：
一、政策背景与目标
山西省发改委于2025年8月20日发布《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）》，旨在推动新能源上网电量参与市场交易，构建新型电力系统，健全绿色低碳发展机制，促进新能源高质量发展。
二、核心政策内容
机制电量划分：
存量项目：2025年6月1日前投产的项目，机制电量规模与现行保障性质电量政策衔接，按项目核定机制电量比例（占上网电量比例），新能源项目可在核定值范围内每年自主确定比例，但不得高于上一年。
增量项目：2025年6月1日（含）后投产的项目，机制电量规模与现有非市场化电量比例衔接，考虑用户承受能力、消纳责任权重完成情况及电力市场建设等因素，初期分风电和光伏类型确定，具体项目机制电量通过竞价确定。
机制电价设定：
存量项目：机制电价与现行价格政策衔接，按燃煤发电基准价确定为0.332元/千瓦时（含税）。
增量项目：机制电价通过竞价形成，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。首次竞价上限为山西省燃煤发电基准价格0.332元/千瓦时（含税），下限为0.199元/千瓦时（含税）。
竞价机制与规则：
竞价方式：采用边际出清方式，根据项目申报电量和价格排序，直至满足竞价电量总规模，最后入选项目申报电价为机制电价（不得高于上限）。
申报充足率：机制电量申报总规模与核定总规模比率原则上不低于1.2，否则调减核定规模直至满足要求。
执行期限：存量项目按剩余全生命周期合理利用小时数或投产满20年（以较早者为准）执行；增量项目综合考虑初始投资回收期限等因素确定，遇重大政策或成本变化可调整。
衔接政策与例外：
存量项目过渡期：2025年6月1日至12月31日上网电量仍按现行政策执行。
增量项目市场参与：2025年6月1日至机制电价执行前，上网电量参与电力市场形成价格，暂未参与前接受实时市场现货价格。
外送通道项目：配套新能源项目按国家规定执行，暂不纳入山西省机制电价范围。
三、政策亮点与影响
市场化导向：通过竞价机制引入市场竞争，推动新能源电价形成市场化，优化资源配置。
保障与激励并存：存量项目电价稳定保障收益，增量项目竞价激发活力，促进技术进步和成本下降。
细化执行规则：明确竞价方式、申报充足率、执行期限等，增强政策可操作性，减少执行争议。
对行业的影响：
企业策略调整：新能源企业需优化成本结构，提升竞争力，以适应市场化电价环境。
投资决策影响：竞价机制可能影响项目投资回报预期，企业需更谨慎评估项目可行性。
市场秩序规范：政策明确规则，减少无序竞争，促进新能源市场健康发展。
