近日，山西省正式下发“136号文”系列承接文件。包括《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)》。
存量项目：
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
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。
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）。
执行期限：自2026年1月1日起执行，执行期限原则上与现行相关政策保障期限衔接，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。
全生命周期合理利用小时按照以下原则确定：
风力发电项目，各市均为四类资源区，全生命周期合理利用小时数为36000小时。
光伏发电项目，大同、朔州、忻州、阳泉等四市为二类资源区，项目全生命周期合理利用小时数为26000小时；其他各市为三类资源区，项目全生命周期合理利用小时数为22000小时。
国家确定的光伏领跑者基地项目，以及2019年、2020年竞价项目全生命周期合理利用小时数在所在资源区小时数基础上增加10%。
增量项目：
2025年6月1日(含)起按照核准(备案)容量投产的新能源项目
年度机制电量：总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。当年完成情况预计超出消纳责任权重的，次年机制电量规模可适当减少；未完成的，次年机制电量规模可适当增加。
机制电价：竞价确定，竞价上限考虑增量项目合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定。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 0.2元/千瓦时（含税）。
执行期限：按照风电、光伏项目回收初始投资（不考虑相关收益）的平均期限确定。
文件中还提出：健全发电侧容量补偿机制。发电侧容量补偿适用范围适时由煤电拓展至天然气发电、风电、光伏、抽水蓄能、新型储能等可提供有效容量的各类发电主体（不含已纳入机制的新能源）。容量补偿实行统一的电价标准，容量补偿费用由容量补偿标准、有效容量、供需系数共同确定。探索建立市场化容量补偿机制，推动由补偿传统机组固定成本缺额向市场保障系统长期容量充裕度转变，通过市场发现容量价格，在发电侧逐步形成“电能量+容量”的两部制市场价格体系。
附文件内容如下：
