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0 山西与黑龙江于8月20日至21日相继发布新能源上网电价市场化改革实施方案，响应国家发改委与能源局2025年136号文要求。两省均明确新能源项目上网电量原则上全部参与市场交易，并通过机制电价差异化、容量补偿范围扩大等措施，为储能行业发展提供新动力。
山西省对存量与增量新能源项目执行差别化电价机制。2025年6月前投产的存量项目按0.332元/千瓦时执行机制电价，每年可自主调整比例但不高于上年水平；增量项目通过年度竞价确定电价，上下限分别为0.332元和0.199元/千瓦时，且竞价规模需达核定规模的1.2倍以上。
山西方案首次将容量补偿范围扩展至新型储能，允许储能等主体参与容量市场，通过“电能量+容量”两部制电价体系保障项目收益稳定性。黑龙江则将存量项目机制电价定为0.374元/千瓦时，增量项目执行期暂定12年，竞价规则类似但强调申报电量应适当低于全部上网电量以促进合理竞争。
两省均允许分布式光伏和分散式风电委托聚合商参与市场竞价，这一机制显著提升了小型储能项目参与市场的灵活性。改革从三方面利好储能：容量补偿机制覆盖新型储能、市场化电价形成机制提升调峰价值、竞价机制倒逼企业技术升级与成本下降。
业内专家指出，山西与黑龙江方案呈现“一稳一活”特点：山西注重存量项目平稳过渡并为储能预留政策空间；黑龙江侧重增量项目市场化竞争，为投资提供12年收益周期。这种差异既契合两地新能源发展实际，也为全国电价改革提供了多元实践样本。
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