在《光伏电价不足0.2元/度，投资考核被判“死刑”：山西电力现货交易一周年考》一文之后，一家民营开发企业调整了山西的光伏电站项目的开发策略，“尽快转让项目，甚至不惜以路条的形式出售，瞄准在山西未持有存量电站的业主”，未雨绸缪，在电力现货交易之下，山西平价光伏项目的投资价值正被重新评估，而作为开发方的民营企业对于市场的动向更为敏感。
另外一家在山西开发光伏电站的EPC企业也告诉光伏們，内部正在评估山西项目开发的风险程度，“未来，山西这种趋势是不是会全面延伸至全国范围内?”，这是EPC企业的担忧之一，“我们做项目一直秉持着长期持续的理念，行业做了这么多年了，也不是为了赚一点快钱，还是希望能够平稳的往前推进”。
2021年10月22日，山西省迎来了新能源平价之后的第一次指标发放。在非水目标的指引下，山西能源局一口气下发了将近18GW的风光保障性并网年度建设计划，其中保障性规模11.2GW，还有700MW奖励规模以及备选的5.892GW项目。这对于深耕山西新能源开发市场的企业来说，无疑是一份大礼。
但是截至目前，山西并网的光伏平价项目寥寥无几。在此背景下，2022年6月，山西省能源局印发《关于进一步加快推进风电光伏发电项目建设的通知》要求各市能源局按照项目建设进度、预计并网时间对项目进行大排序。文件表示，今年以来，受疫情、土地政策调整等因素的影响，大部分2021年保障性并网光伏项目建设进度未达预期目标，考虑项目建设实际情况，将保障性并网光伏项目并网时限延长至2022年9月30日。
据山西市场某资深开发人士羽芒(化名)介绍，组件价格一直位居高位是山西平价项目推进困难的主要原因之一，此外还有土地以及0.5-0.6元/瓦的接入费用带来的成本核算问题。“对于国有企业来说，目前项目推进的焦点大多仍集中在组件价格、土地、消纳等方面，现货交易的风险还不在他们考虑的范围内，但对于项目开发企业，电价变化是压缩利润最大的不确定性”，羽芒解释道。
“谁运营谁知道”，对于在山西没有持有存量光伏电站的投资商来说，山西平价项目仍然是竞争激烈的香饽饽。尽管现货交易电价已然浮出水面，但仍未撼动各企业对于山西市场的开发热情，“山西平价光伏项目暂时未参与现货交易，投资商还感受不到电价对于项目收益的影响，大部分企业还是按照0.332元/千瓦时的基准电价进行收益率测算”，羽芒补充道。
“所以，山西市场的竞争仍然激烈，今年新开发的项目大部分都要放到明后年建设投产，2元/瓦的组件价格是晋北项目能接受的上限，太原以南地区早就做不动了。但是对于央企省级分公司来说，无论是否开工，拿到指标就能完成KPI考核，至于后续是否开工建设那就是集团层面的任务了。”
但对于已经在山西持有存量项目的企业来说，参与现货交易带来的“代价”实在太大。此前，在光伏們的采访中，一位熟悉山西电力交易制度的资深人士认为，随着山西平价项目的快速上量，参与现货市场交易只是时间问题，“进入市场之后，新能源其实并没有什么话语权，交易规则也决定了新能源的电价会大幅下降”。
“从目前的形势来看，实际上带补贴的新能源项目通过现货交易将利润让渡给火电企业，火电企业参与中长期的电价在0.398元/千瓦时，相比于基准电价0.332元/千瓦时差不多上涨了20%左右，充分调动了火电企业发电的动力，山西还有部分新增火电厂也扩产的很积极”，羽芒进一步补充道。
新能源进入平价之后，电价已经成为项目投资测算最为敏感的边界之一，以山西1300-1600小时的利用小时数，0.2元/千瓦时的电价显然不足以支撑光伏电站的投资测算。但作为现货交易试点的正面典型，山西已然“骑虎难下”，在这一规则下，山西的新能源投资乏力将很快凸显。
