近日，山西136号文承接文件《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》、《存量新能源项目机制电价实施细则(试行)》、《增量新能源项目机制电价实施细则(试行)》陆续下发。
存量项目：2025年6月1日至2025年12月31日期间的上网电量仍按现行政策执行，按现行燃煤发电基准价确定为0.332元/千瓦时。
存量项目认定时间：集中式风电、光伏主要依据项目核准文件和电力业务许可证认定。分散式风电按照并网调度协议记载的信息认定；分布式光伏按照电网企业信息系统中记录的信息认定。
增量项目：2025年6月1日至开始执行机制电价期间的上网电量参与电力市场，由市场形成电价，暂未参与市场前，接受实时现货价格。
机制电价：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，下限为0.2元/千瓦时。
增量竞价主体：已投产（全容量并网）和未来12个月内计划投产（首次竞价为2025年6月1日-12月31日内投产），且未纳入过机制电价执行范围的增量项目。
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。
其中，集中式平价项目机制电量比例为85%；“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。
年度机制电量总规模=年度新能源预计投产规模*合理利用小时数*（1-新能源平均厂用电率）*机制电量比例*调节系数。
初期，考虑新能源项目成本差异较大，分风电和光伏发电两种类型组织，分别形成机制电价。设置竞价申报充足率，首次竞价不低于1.2，否则相应调减机制电量规模直至满足充足率要求。
原文如下：
