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11月11日，山西省發(fā)展和改革委員會發(fā)布關(guān)于印發(fā)《深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進(jìn)新能源高質(zhì)量發(fā)展實(shí)施方案》的通知，其中提到，推動新能源上網(wǎng)電量參與市場交易。新能源項目（風(fēng)電、光伏發(fā)電項目，下同）上網(wǎng)電量原則上全部進(jìn)入電力市場，以“報量報價”方式參與交易形成上網(wǎng)電價，暫不具備條件的接受市場形成的價格。適時推動生物質(zhì)發(fā)電等電源參與電力市場交易。
參與跨省跨區(qū)交易的新能源電量，上網(wǎng)電價和交易機(jī)制按照跨省跨區(qū)送電價格政策執(zhí)行；外送通道配套新能源項目按照國家有關(guān)規(guī)定執(zhí)行，暫不納入山西省機(jī)制電價實(shí)施范圍。
建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機(jī)制。新能源參與電力市場交易后，在市場外建立差價結(jié)算機(jī)制，納入機(jī)制的新能源電價水平（以下簡稱“機(jī)制電價”）、電量規(guī)模（以下簡稱“機(jī)制電量”）、執(zhí)行期限等由省發(fā)展改革委會同省能源局、山西能源監(jiān)管辦明確。對納入機(jī)制的電量，市場交易均價低于或高于機(jī)制電價的部分，由電網(wǎng)企業(yè)按規(guī)定開展差價結(jié)算，結(jié)算費(fèi)用納入系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用，由全體工商業(yè)用戶用電量分?jǐn)偦蚍窒恚ê髽I(yè)自備電廠自發(fā)自用電量），現(xiàn)階段暫不開展其他形式的差價結(jié)算。市場交易均價原則上按照月度發(fā)電側(cè)實(shí)時市場同類項目（區(qū)分風(fēng)電、光伏發(fā)電項目）加權(quán)平均價格（實(shí)施結(jié)算限價前所有時點(diǎn)和所有節(jié)點(diǎn)電價）確定。
存量項目：
項目范圍：2025年6月1日以前按照核準(zhǔn)（備案）容量投產(chǎn)（全容量并網(wǎng)，下同）的新能源項目為存量項目。
機(jī)制電量：存量項目機(jī)制電量規(guī)模，與現(xiàn)行具有保障性質(zhì)的相關(guān)電量規(guī)模政策銜接，按照具體項目核定機(jī)制電量比例（機(jī)制電量占上網(wǎng)電量的比例），其中集中式平價項目機(jī)制電量比例為85%，新能源項目可在核定值范圍內(nèi)每年自主確定機(jī)制電量比例，但不得高于上一年。
機(jī)制電價：存量項目與現(xiàn)行價格政策銜接，機(jī)制電價水平按不高于現(xiàn)行燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價格確定。
執(zhí)行期限：存量項目按項目剩余全生命周期合理利用小時數(shù)對應(yīng)年份（具體到月）與投產(chǎn)滿20年對應(yīng)年份（具體到月）較早者確定。
增量項目：
項目范圍：2025年6月1日（含）起按照核準(zhǔn)（備案）容量投產(chǎn)的新能源項目為增量項目。
機(jī)制電量：增量項目機(jī)制電量規(guī)模，與現(xiàn)有新能源非市場化電量比例適當(dāng)銜接，考慮用戶承受能力、國家下達(dá)的年度非水電可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重完成情況，以及電力市場建設(shè)等因素確定，初期分風(fēng)電和光伏兩種類型分別確定，具體項目的機(jī)制電量通過競價確定。
機(jī)制電價：增量項目機(jī)制電價水平通過競價確定，每年組織已投產(chǎn)和未來12個月內(nèi)計劃投產(chǎn)、且未納入過機(jī)制執(zhí)行范圍的項目自愿參與競價形成，初期分風(fēng)電和光伏發(fā)電兩種類型組織，不具備充分競爭情況下，合并組織。
執(zhí)行期限：增量項目綜合考慮同類項目回收初始投資的平均期限等因素確定，如遇重大政策變化或行業(yè)成本變化適時調(diào)整。
增量項目競價工作由省發(fā)展改革委會同省能源局、山西能源監(jiān)管辦牽頭組織，省電力公司負(fù)責(zé)具體實(shí)施。每年增量項目競價工作原則上于10月底前組織開展。其中，2025年6月1日至12月31日期間增量項目競價工作視情況組織開展。
競價采用邊際出清方式確定出清價格，根據(jù)新能源項目申報電量、申報價格，按申報價格由低到高排序，申報價格相同時，按申報時間優(yōu)先排序，直至申報電量滿足競價電量總規(guī)模。最后入選項目申報電價即為當(dāng)年所有入選項目的機(jī)制電價，但不得高于競價上限，其入選電量不足申報電量的按申報電量全額成交。競價上、下限由省發(fā)展改革委綜合考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力、引導(dǎo)有序競爭等因素確定并適時調(diào)整。為確保競爭有效，設(shè)置競價申報充足率（機(jī)制電量申報總規(guī)模與核定總規(guī)模的比率），首次競價不低于1.2，否則相應(yīng)調(diào)減核定機(jī)制電量規(guī)模直至滿足充足率要求，后續(xù)視新能源發(fā)展情況適時調(diào)整。
鼓勵分散式風(fēng)電、分布式光伏自行參與競價，也可由代理商代理參與競價。當(dāng)年未參與競價以及參與競價但未入選的項目，可順延至后續(xù)年度參與。期間，上網(wǎng)電價全部由市場形成，不參與機(jī)制電價結(jié)算。
建立增量項目競價約束機(jī)制。機(jī)制電價執(zhí)行的起始時間結(jié)合項目申報的投產(chǎn)時間、入選時間等確定，未按申報日期投產(chǎn)的項目，實(shí)際投產(chǎn)前的機(jī)制電量自動失效。
擬參與競價的新能源企業(yè)或代理商，通過審核公示后，應(yīng)按要求向省電力公司提交履約保函，已投產(chǎn)項目參與競價的，原則上不收取履約保函。競價未入選項目在競價結(jié)果公示后、入選項目在按期投產(chǎn)后，省電力公司應(yīng)在30日內(nèi)退還履約保函。其中，入選項目若未按期投產(chǎn)，省電力公司可根據(jù)項目投產(chǎn)等履約情況申請使用履約保函。
為避免入選項目在參與電力市場交易時非理性報價，單個增量項目申報納入機(jī)制的電量原則上應(yīng)低于其全部上網(wǎng)電量，在組織競價時設(shè)定申報上限。
詳情如下：
山西省發(fā)展和改革委員會 山西省能源局 國家能源局山西監(jiān)管辦公室關(guān)于印發(fā)《深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進(jìn)新能源高質(zhì)量發(fā)展實(shí)施方案》的通知
晉發(fā)改商品發(fā)〔2025〕322號
各市發(fā)展改革委、能源局，國網(wǎng)山西省電力有限公司、山西地方電力有限公司，山西電力交易中心有限公司，各有關(guān)市場主體：
根據(jù)國家發(fā)展改革委、國家能源局《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進(jìn)新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）文件精神，結(jié)合山西實(shí)際，我們研究制定了《深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革?促進(jìn)新能源高質(zhì)量發(fā)展實(shí)施方案》，已經(jīng)省人民政府同意，現(xiàn)印發(fā)給你們，請抓好貫徹執(zhí)行。
山西省發(fā)展和改革委員會??山西省能源局
國家能源局山西監(jiān)管辦公室
2025年11月11日
（此文主動公開）
深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革?促進(jìn)新能源高質(zhì)量發(fā)展實(shí)施方案
為加快構(gòu)建新型電力系統(tǒng)、健全綠色低碳發(fā)展機(jī)制，充分發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用，大力推動新能源高質(zhì)量發(fā)展，根據(jù)《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進(jìn)新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）、《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（試行）》（發(fā)改能源規(guī)〔2023〕1217號）、《電力輔助服務(wù)市場基本規(guī)則》（發(fā)改能源規(guī)〔2025〕411號）、《電力市場計量結(jié)算基本規(guī)則》（發(fā)改能源規(guī)〔2025〕976號）等文件精神，結(jié)合山西實(shí)際，制定本實(shí)施方案。
一、改革舉措
（一）推動新能源上網(wǎng)電量參與市場交易。新能源項目（風(fēng)電、光伏發(fā)電項目，下同）上網(wǎng)電量原則上全部進(jìn)入電力市場，以“報量報價”方式參與交易形成上網(wǎng)電價，暫不具備條件的接受市場形成的價格。適時推動生物質(zhì)發(fā)電等電源參與電力市場交易。
參與跨省跨區(qū)交易的新能源電量，上網(wǎng)電價和交易機(jī)制按照跨省跨區(qū)送電價格政策執(zhí)行；外送通道配套新能源項目按照國家有關(guān)規(guī)定執(zhí)行，暫不納入我省機(jī)制電價實(shí)施范圍。
（二）建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機(jī)制。新能源參與電力市場交易后，在市場外建立差價結(jié)算機(jī)制，納入機(jī)制的新能源電價水平（以下簡稱“機(jī)制電價”）、電量規(guī)模（以下簡稱“機(jī)制電量”）、執(zhí)行期限等由省發(fā)展改革委會同省能源局、山西能源監(jiān)管辦明確。對納入機(jī)制的電量，市場交易均價低于或高于機(jī)制電價的部分，由電網(wǎng)企業(yè)按規(guī)定開展差價結(jié)算，結(jié)算費(fèi)用納入系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用，由全體工商業(yè)用戶用電量分?jǐn)偦蚍窒恚ê髽I(yè)自備電廠自發(fā)自用電量），現(xiàn)階段暫不開展其他形式的差價結(jié)算。市場交易均價原則上按照月度發(fā)電側(cè)實(shí)時市場同類項目（區(qū)分風(fēng)電、光伏發(fā)電項目）加權(quán)平均價格（實(shí)施結(jié)算限價前所有時點(diǎn)和所有節(jié)點(diǎn)電價）確定。
2025年6月1日以前按照核準(zhǔn)（備案）容量投產(chǎn)（全容量并網(wǎng)，下同）的新能源項目為存量項目。2025年6月1日（含）起按照核準(zhǔn)（備案）容量投產(chǎn)的新能源項目為增量項目。
機(jī)制電量。存量項目機(jī)制電量規(guī)模，與現(xiàn)行具有保障性質(zhì)的相關(guān)電量規(guī)模政策銜接，按照具體項目核定機(jī)制電量比例（機(jī)制電量占上網(wǎng)電量的比例），其中集中式平價項目機(jī)制電量比例為85%，新能源項目可在核定值范圍內(nèi)每年自主確定機(jī)制電量比例，但不得高于上一年。增量項目機(jī)制電量規(guī)模，與現(xiàn)有新能源非市場化電量比例適當(dāng)銜接，考慮用戶承受能力、國家下達(dá)的年度非水電可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重完成情況，以及電力市場建設(shè)等因素確定，初期分風(fēng)電和光伏兩種類型分別確定，具體項目的機(jī)制電量通過競價確定。
機(jī)制電價。存量項目與現(xiàn)行價格政策銜接，機(jī)制電價水平按不高于現(xiàn)行燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價格確定。增量項目機(jī)制電價水平通過競價確定，每年組織已投產(chǎn)和未來12個月內(nèi)計劃投產(chǎn)、且未納入過機(jī)制執(zhí)行范圍的項目自愿參與競價形成，初期分風(fēng)電和光伏發(fā)電兩種類型組織，不具備充分競爭情況下，合并組織。
執(zhí)行期限。存量項目按項目剩余全生命周期合理利用小時數(shù)對應(yīng)年份（具體到月）與投產(chǎn)滿20年對應(yīng)年份（具體到月）較早者確定。增量項目綜合考慮同類項目回收初始投資的平均期限等因素確定，如遇重大政策變化或行業(yè)成本變化適時調(diào)整。
（三）建立增量項目機(jī)制電價競價制度。增量項目競價工作由省發(fā)展改革委會同省能源局、山西能源監(jiān)管辦牽頭組織，省電力公司負(fù)責(zé)具體實(shí)施。每年增量項目競價工作原則上于10月底前組織開展。其中，2025年6月1日至12月31日期間增量項目競價工作視情況組織開展。
競價采用邊際出清方式確定出清價格，根據(jù)新能源項目申報電量、申報價格，按申報價格由低到高排序，申報價格相同時，按申報時間優(yōu)先排序，直至申報電量滿足競價電量總規(guī)模。最后入選項目申報電價即為當(dāng)年所有入選項目的機(jī)制電價，但不得高于競價上限，其入選電量不足申報電量的按申報電量全額成交。競價上、下限由省發(fā)展改革委綜合考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力、引導(dǎo)有序競爭等因素確定并適時調(diào)整。為確保競爭有效，設(shè)置競價申報充足率（機(jī)制電量申報總規(guī)模與核定總規(guī)模的比率），首次競價不低于1.2，否則相應(yīng)調(diào)減核定機(jī)制電量規(guī)模直至滿足充足率要求，后續(xù)視新能源發(fā)展情況適時調(diào)整。
鼓勵分散式風(fēng)電、分布式光伏自行參與競價，也可由代理商代理參與競價。當(dāng)年未參與競價以及參與競價但未入選的項目，可順延至后續(xù)年度參與。期間，上網(wǎng)電價全部由市場形成，不參與機(jī)制電價結(jié)算。
（四）建立增量項目競價約束機(jī)制。機(jī)制電價執(zhí)行的起始時間結(jié)合項目申報的投產(chǎn)時間、入選時間等確定，未按申報日期投產(chǎn)的項目，實(shí)際投產(chǎn)前的機(jī)制電量自動失效。
擬參與競價的新能源企業(yè)或代理商，通過審核公示后，應(yīng)按要求向省電力公司提交履約保函，已投產(chǎn)項目參與競價的，原則上不收取履約保函。競價未入選項目在競價結(jié)果公示后、入選項目在按期投產(chǎn)后，省電力公司應(yīng)在30日內(nèi)退還履約保函。其中，入選項目若未按期投產(chǎn)，省電力公司可根據(jù)項目投產(chǎn)等履約情況申請使用履約保函。
為避免入選項目在參與電力市場交易時非理性報價，單個增量項目申報納入機(jī)制的電量原則上應(yīng)低于其全部上網(wǎng)電量，在組織競價時設(shè)定申報上限。
（五）明確機(jī)制電價差價結(jié)算方式。對納入機(jī)制的電量，電網(wǎng)企業(yè)每月按機(jī)制電價開展差價結(jié)算。各月分解的機(jī)制電量，為新能源項目各月實(shí)際上網(wǎng)電量與確定比例的乘積。增量項目以及存量項目中核定機(jī)制電量年度規(guī)模上限的項目，若當(dāng)年已結(jié)算機(jī)制電量達(dá)到年度機(jī)制電量規(guī)模，則當(dāng)月超過部分及后續(xù)月不再執(zhí)行機(jī)制電價，若年底仍未達(dá)到年度機(jī)制電量規(guī)模，則缺額部分電量不再執(zhí)行機(jī)制電價，不進(jìn)行跨年滾動。
（六）明確機(jī)制電價銜接政策。存量項目，2025年6月1日至2025年12月31日期間的上網(wǎng)電量仍按現(xiàn)行政策執(zhí)行。增量項目，2025年6月1日至開始執(zhí)行機(jī)制電價期間的上網(wǎng)電量參與電力市場，由市場形成電價，暫未參與市場前，接受實(shí)時市場現(xiàn)貨價格，待首次參與競價時，作為已投產(chǎn)但未納入過機(jī)制執(zhí)行范圍的增量項目自愿參與競價。享有財政補(bǔ)貼的新能源項目，全生命周期合理利用小時數(shù)內(nèi)的補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)按照原有規(guī)定執(zhí)行。各地不得將配置儲能作為新建新能源項目核準(zhǔn)、并網(wǎng)、上網(wǎng)等的前置條件。
（七）明確機(jī)制電價退出規(guī)則。已納入機(jī)制的新能源項目，執(zhí)行期限內(nèi)可自愿申請退出。新能源項目執(zhí)行到期，或者在期限內(nèi)自愿退出的，均不再納入機(jī)制電價執(zhí)行范圍。
二、配套措施
（一）規(guī)范電能量市場結(jié)算規(guī)則。貫徹落實(shí)國家電力市場計量結(jié)算基本規(guī)則，規(guī)范各類電力市場結(jié)算不合理規(guī)定，按國家規(guī)定統(tǒng)一結(jié)算科目樣式，加快實(shí)現(xiàn)電能量電費(fèi)由實(shí)時市場全電量電費(fèi)、日前市場差價電費(fèi)、中長期（含綠色電力交易）差價合約電費(fèi)組成，實(shí)時市場全電量按實(shí)時價格結(jié)算，日前市場電量按日前價格與實(shí)時價格之差作差價結(jié)算，中長期電量按合約價格與中長期結(jié)算參考點(diǎn)電價之差作差價結(jié)算。其中用戶側(cè)主體現(xiàn)貨市場價格分別按照實(shí)時和日前市場發(fā)電側(cè)節(jié)點(diǎn)加權(quán)平均價結(jié)算，發(fā)電側(cè)主體現(xiàn)貨市場價格分別按照實(shí)時和日前市場機(jī)組所在節(jié)點(diǎn)電價結(jié)算。
（二）健全中長期市場交易和價格機(jī)制。不斷完善中長期市場交易規(guī)則，適度放寬發(fā)電側(cè)中長期簽約比例要求，新能源中長期簽約比例原則上不設(shè)下限，相應(yīng)調(diào)整用戶側(cè)中長期簽約比例，加強(qiáng)與現(xiàn)貨市場銜接，優(yōu)化中長期市場分時劃分和限價規(guī)則，相應(yīng)調(diào)整中長期掛牌、集中競價、滾動撮合交易限價等措施。
新能源和煤電公平參與電力市場，條件具備時，雙邊交易允許供需雙方結(jié)合新能源出力特點(diǎn)，合理確定中長期合同的量價、曲線、結(jié)算參考點(diǎn)等，結(jié)算參考點(diǎn)可自行選擇日前市場或?qū)崟r市場任一節(jié)點(diǎn)或統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)。未選擇結(jié)算參考點(diǎn)的默認(rèn)選擇為實(shí)時市場統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)。
新能源參與中長期市場交易申報電量上限按照額定容量扣減機(jī)制電量對應(yīng)容量后的最大上網(wǎng)能力確定。
（三）優(yōu)化現(xiàn)貨市場交易和價格機(jī)制。為保證電力市場和電力系統(tǒng)平穩(wěn)運(yùn)行，不斷完善現(xiàn)貨市場交易規(guī)則，推動新能源公平參與實(shí)時市場。日前市場與可靠性機(jī)組組合分開，允許新能源和用戶采用“報量報價”方式自愿參與日前市場，出清結(jié)果用于結(jié)算，但所有電量（容量）必須參與可靠性機(jī)組組合；為引導(dǎo)調(diào)節(jié)性資源響應(yīng)系統(tǒng)需要，同步開展以日前負(fù)荷預(yù)測作為需求、發(fā)電側(cè)可靠性機(jī)組組合階段申報作為供給的日前全電量模擬出清和價格計算，并向全社會公布，計算結(jié)果不用于結(jié)算。
適當(dāng)放寬現(xiàn)貨市場限價，現(xiàn)貨市場申報價格上限考慮工商業(yè)用戶尖峰電價水平等因素確定；申報價格下限考慮新能源在電力市場外可獲得的財政補(bǔ)貼、綠證交易、碳交易市場其他收益等因素確定。合理設(shè)置省內(nèi)現(xiàn)貨市場結(jié)算限價，現(xiàn)貨市場結(jié)算限價原則上不高于燃煤發(fā)電度電燃料成本的2倍，迎峰度夏（冬）期間可適當(dāng)提高，結(jié)算限價機(jī)制按月執(zhí)行，當(dāng)月度實(shí)時加權(quán)平均電價超出結(jié)算限價時，在結(jié)算環(huán)節(jié)對各節(jié)點(diǎn)分時結(jié)算電價等比例調(diào)減。在成本調(diào)查基礎(chǔ)上，優(yōu)化調(diào)整發(fā)電機(jī)組啟動補(bǔ)償、必開機(jī)組補(bǔ)償?shù)葮?biāo)準(zhǔn)。
（四）完善綠色電力交易機(jī)制。綠色電力交易申報和成交價格應(yīng)分別明確電能量價格和相應(yīng)綠色電力證書（以下簡稱“綠證”）價格。省內(nèi)綠色電力交易中不單獨(dú)組織集中競價和滾動撮合交易，采取雙邊協(xié)商或掛牌交易等方式開展。在合理銜接、風(fēng)險可控前提下，鼓勵開展多年期綠色電力交易。機(jī)制電量不重復(fù)獲得綠證收益。綠色電力交易的綠證收益，按當(dāng)月綠電合同電量、扣除實(shí)際結(jié)算機(jī)制電量后的剩余上網(wǎng)電量、電力用戶用電量三者取小的原則確定。存量集中式平價項目，已簽訂的綠色電力交易合約，其當(dāng)月綠色電力交易合約電量（含多年、年度、季度交易分解至當(dāng)月的）超出實(shí)際上網(wǎng)電量減去機(jī)制電量部分，于當(dāng)月從機(jī)制電量中相應(yīng)扣減；新簽訂的綠色電力交易合約，其當(dāng)月綠色電力交易合約電量（含多年、年度、季度交易分解至當(dāng)月的）超出實(shí)際上網(wǎng)電量減去機(jī)制電量部分，于當(dāng)月從機(jī)制電量中相應(yīng)扣減，后續(xù)年度相應(yīng)扣減機(jī)制電量比例（不含跨省跨區(qū)交易電量部分，國家另有規(guī)定的按國家規(guī)定執(zhí)行）。其他項目，機(jī)制電量部分按照機(jī)制電價結(jié)算，其他部分按照國家和我省相關(guān)電力市場交易規(guī)則結(jié)算。
（五）規(guī)范輔助服務(wù)市場機(jī)制。加強(qiáng)電力輔助服務(wù)市場與中長期市場、現(xiàn)貨市場的統(tǒng)籌銜接，科學(xué)確定輔助服務(wù)市場需求，合理設(shè)置有償輔助服務(wù)品種，規(guī)范輔助服務(wù)計價等市場規(guī)則。允許新能源參與輔助服務(wù)市場。符合國家要求的調(diào)頻、備用等輔助服務(wù)費(fèi)用（不含提供輔助服務(wù)過程中產(chǎn)生的電量費(fèi)用），原則上由用戶用電量（含外送電量）和未參與電能量市場交易的上網(wǎng)電量共同分擔(dān)，分擔(dān)比例由省發(fā)展改革委明確。其他需由經(jīng)營主體承擔(dān)的輔助服務(wù)費(fèi)用，按程序報批。
（六）健全發(fā)電側(cè)容量補(bǔ)償機(jī)制。發(fā)電側(cè)容量補(bǔ)償適用范圍適時由煤電拓展至天然氣發(fā)電、風(fēng)電、光伏、抽水蓄能、新型儲能等可提供有效容量的各類發(fā)電主體（不含已納入機(jī)制的新能源）。容量補(bǔ)償實(shí)行統(tǒng)一的電價標(biāo)準(zhǔn)，容量補(bǔ)償費(fèi)用由容量補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)、有效容量、供需系數(shù)共同確定。探索建立市場化容量補(bǔ)償機(jī)制，推動由補(bǔ)償傳統(tǒng)機(jī)組固定成本缺額向市場保障系統(tǒng)長期容量充裕度轉(zhuǎn)變，通過市場發(fā)現(xiàn)容量價格，在發(fā)電側(cè)逐步形成“電能量+容量”的兩部制市場價格體系。
（七）優(yōu)化代理購電電量采購機(jī)制。完善與新能源全電量參與市場交易相適應(yīng)的電網(wǎng)企業(yè)代理購電機(jī)制，機(jī)制電價政策執(zhí)行后，新能源以外執(zhí)行“保量保價”的優(yōu)先發(fā)電電量，優(yōu)先作為保障居民、農(nóng)業(yè)用戶以及線損電量的購電電量來源，仍有剩余的可作為全體工商業(yè)用戶購電來源，上網(wǎng)電價按現(xiàn)行價格政策執(zhí)行，由電網(wǎng)企業(yè)收購，不足部分通過市場化采購，偏差電量按照現(xiàn)貨市場價格結(jié)算。新能源上網(wǎng)電量可作為電網(wǎng)企業(yè)代理采購電量來源，由電網(wǎng)企業(yè)通過市場化方式采購。電網(wǎng)企業(yè)要定期預(yù)測代理購電工商業(yè)用戶用電量及負(fù)荷曲線，統(tǒng)籌考慮季節(jié)變更、節(jié)假日安排等因素，分別預(yù)測分時段用電量，自主確定日前市場申報電量。
（八）健全新能源消納銜接機(jī)制?！皥罅繄髢r”參與現(xiàn)貨市場的新能源，在省間現(xiàn)貨、省內(nèi)現(xiàn)貨以及輔助服務(wù)等市場全部組織完成后，因自身報價因素導(dǎo)致的未上網(wǎng)電量，不納入系統(tǒng)原因新能源利用率統(tǒng)計與考核。針對新能源大發(fā)時段導(dǎo)致的消納問題，統(tǒng)籌制定新能源消納利用排序。原則上“報量報價”項目依據(jù)報價進(jìn)行排序，報價相同的項目可按照等比例方式消納。探索定期開展新能源企業(yè)預(yù)測偏差排序，并與棄電排序進(jìn)行動態(tài)掛鉤，激勵新能源企業(yè)提高預(yù)測精準(zhǔn)度。
（九）建立發(fā)電機(jī)組成本調(diào)查制度。結(jié)合山西電網(wǎng)能源結(jié)構(gòu)特性，制定市場化機(jī)組成本模型、調(diào)查制度和核算規(guī)則。定期開展不同類型機(jī)組啟動成本、空載成本、變動成本及固定成本調(diào)查工作，分類測算各類型機(jī)組成本水平及波動趨勢。通過邏輯校核、交叉驗(yàn)證以及現(xiàn)場核查等方式，確保數(shù)據(jù)真實(shí)準(zhǔn)確，為我省電力市場平穩(wěn)運(yùn)行和電價機(jī)制不斷優(yōu)化提供支撐。
（十）建立電力市場價格監(jiān)測體系。建立健全涵蓋發(fā)電企業(yè)、售電公司、電力用戶、新型經(jīng)營主體等多維度多指標(biāo)價格監(jiān)測體系，加強(qiáng)電力中長期、現(xiàn)貨和輔助服務(wù)市場價格信息監(jiān)測，包括但不限于各類結(jié)算科目、費(fèi)用，相關(guān)市場主體收益、費(fèi)用分?jǐn)?，涉價信息披露等。電力市場出現(xiàn)價格異常波動時，及時啟動預(yù)警，分析異常原因，提出處置方案，確保電價改革平穩(wěn)有序推進(jìn)。堅決糾正不當(dāng)干預(yù)電力市場行為，不得向新能源不合理分?jǐn)傎M(fèi)用。
三、保障措施
省發(fā)展改革委會同省能源局、山西能源監(jiān)管辦根據(jù)本實(shí)施方案制定配套實(shí)施細(xì)則，在各自職能范圍內(nèi)，負(fù)責(zé)完善電力現(xiàn)貨、中長期、綠色電力交易、電力輔助服務(wù)等市場交易規(guī)則和分時電價等價格機(jī)制，密切跟蹤價格波動、新能源發(fā)電成本和收益變化、終端用戶電價水平等，定期評估改革對行業(yè)發(fā)展和企業(yè)經(jīng)營等方面的影響，及時總結(jié)改革成效，優(yōu)化政策實(shí)施。電網(wǎng)企業(yè)做好技術(shù)支撐和平臺搭建，密切配合開展機(jī)制電價具體實(shí)施工作，及時做好合同（協(xié)議）簽訂、電費(fèi)結(jié)算等，對新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機(jī)制執(zhí)行結(jié)果單獨(dú)歸集，按規(guī)定披露市場有關(guān)信息，及時向電力用戶解釋系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用結(jié)構(gòu)變化等。各部門根據(jù)工作職能，充分利用門戶網(wǎng)站等渠道，加強(qiáng)政策宣傳解讀，積極與市場主體溝通交流，及時回應(yīng)社會關(guān)切，充分凝聚改革共識，確保政策平穩(wěn)落地實(shí)施。
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