山東發(fā)改委發(fā)布關(guān)于印發(fā)《山東省新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》的通知

8月7日，山東發(fā)改委正式發(fā)布關(guān)于印發(fā)《山東省新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》的通知(魯發(fā)改價格）。

根據(jù)通知，全省新能源項目（風電、太陽能發(fā)電，下同）上網(wǎng)電量原則上全部進入電力市場，上網(wǎng)電價通過市場交易形成。

存量項目：

2025年6月1日前投產(chǎn)的存量新能源項目全電量參與市場交易后,機制電價水平按國家政策上限執(zhí)行，統(tǒng)一明確為每千瓦時0.3949元（含稅），單個項目機制電量上限原則上與現(xiàn)行具有保障性質(zhì)的相關(guān)電量規(guī)模政策相銜接，執(zhí)行期限按照全生命周期合理利用小時數(shù)剩余小時數(shù)與投產(chǎn)滿20年較早者執(zhí)行。

增量項目：

2025年6月1日起投產(chǎn)的增量新能源項目，由省發(fā)展改革委會同有關(guān)單位明確機制電量規(guī)模、執(zhí)行期限，通過價格競爭方式確定機制電價水平。組織競價時，設置申報充足率下限和競價上下限，引導新能源企業(yè)充分競爭，降低全社會用能成本；按申報價格從低到高確定入選項目，機制電價原則上按入選項目最高報價確定。競價工作由新能源項目自愿參加，參與競價的應按規(guī)定開具履約保函。支持戶用分布式光伏項目自主或委托代理商參與競價,現(xiàn)階段分布式光伏代理商應具備售電公司資質(zhì)。

競價機制：

2025年競價工作原則上于8月份組織，競價申報充足率不低于125%。自2026年起競價工作原則上于前一年10月份組織，并根據(jù)新能源發(fā)展狀況，適當優(yōu)化調(diào)整申報充足率。各地不得將配置儲能作為新建項目核準、并網(wǎng)、上網(wǎng)等前置條件。

綠證交易：納入機制的電量受機制電價保障，相應電量不再參與綠電交易，不重復獲得綠證收益。

補貼項目：享有財政補貼的項目，全生命周期合理利用小時數(shù)內(nèi)的補貼標準按照原有規(guī)定執(zhí)行。

全文見下：

關(guān)于印發(fā)《山東省新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》的通知(魯發(fā)改價格〔2025〕576號)

各市發(fā)展改革委、能源局，國網(wǎng)山東省電力公司，山東電力交易中心，山東能源集團有限公司、華能山東發(fā)電有限公司、華電國際電力股份有限公司山東分公司、國家能源集團山東電力有限公司、大唐山東發(fā)電有限公司、國家電力投資集團公司山東分公司、華潤電力華北大區(qū)、中國三峽集團山東分公司、山東核電有限公司：

為推動新能源高質(zhì)量發(fā)展，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 促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）、《關(guān)于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知》（發(fā)改價格〔2024〕196號）等規(guī)定，省發(fā)展改革委、山東能源監(jiān)管辦、省能源局研究制定了《山東省新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》，現(xiàn)印發(fā)給你們，請抓好貫徹執(zhí)行。

山東省發(fā)展和改革委員會

國家能源局山東監(jiān)管辦公室

山東省能源局

2025年7月 31日

附件

山東省新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案

為深入貫徹黨中央、國務院關(guān)于加快構(gòu)建新型電力系統(tǒng)、健全綠色低碳高質(zhì)量發(fā)展機制的決策部署，認真落實省委、省政府關(guān)于加快規(guī)劃建設新型能源體系、全力打造能源綠色低碳轉(zhuǎn)型示范區(qū)的工作要求，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 促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）、《關(guān)于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知》（發(fā)改價格〔2024〕196號）等規(guī)定，現(xiàn)結(jié)合山東實際，制定如下實施方案。

一、建立健全適應新能源高質(zhì)量發(fā)展的價格機制

（一）推動新能源上網(wǎng)電價全部由市場形成。全省新能源項目（風電、太陽能發(fā)電，下同）上網(wǎng)電量原則上全部進入電力市場，上網(wǎng)電價通過市場交易形成。根據(jù)電力市場建設及行業(yè)發(fā)展狀況，適時推動生物質(zhì)發(fā)電等其他新能源參與市場交易。

參與跨省跨區(qū)交易的新能源電量，上網(wǎng)電價和交易機制按照國家跨省跨區(qū)送電相關(guān)政策執(zhí)行。新能源參與市場后因報價等因素未上網(wǎng)電量，不納入新能源利用率統(tǒng)計與考核。享有財政補貼的項目，全生命周期合理利用小時數(shù)內(nèi)的補貼標準按照原有規(guī)定執(zhí)行。

（二）建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制。新能源項目參與電力市場交易后，在市場外同步建立差價結(jié)算機制，對納入機制的電量，市場交易均價低于或高于機制電價的部分，由電網(wǎng)企業(yè)開展差價結(jié)算，差價費用納入系統(tǒng)運行費用，由全體用戶分攤（或分享）。已納入機制的新能源項目，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，均不再納入機制執(zhí)行范圍。

2025年6月1日前投產(chǎn)的存量新能源項目全電量參與市場交易后,機制電價水平按國家政策上限執(zhí)行，統(tǒng)一明確為每千瓦時0.3949元（含稅），單個項目機制電量上限原則上與現(xiàn)行具有保障性質(zhì)的相關(guān)電量規(guī)模政策相銜接，執(zhí)行期限按照全生命周期合理利用小時數(shù)剩余小時數(shù)與投產(chǎn)滿20年較早者執(zhí)行。

（三）建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格競爭機制。2025年6月1日起投產(chǎn)的增量新能源項目，由省發(fā)展改革委會同有關(guān)單位明確機制電量規(guī)模、執(zhí)行期限，通過價格競爭方式確定機制電價水平。組織競價時，設置申報充足率下限和競價上下限，引導新能源企業(yè)充分競爭，降低全社會用能成本；按申報價格從低到高確定入選項目，機制電價原則上按入選項目最高報價確定。競價工作由新能源項目自愿參加，參與競價的應按規(guī)定開具履約保函。支持戶用分布式光伏項目自主或委托代理商參與競價,現(xiàn)階段分布式光伏代理商應具備售電公司資質(zhì)。

2025年競價工作原則上于8月份組織，競價申報充足率不低于125%。自2026年起競價工作原則上于前一年10月份組織，并根據(jù)新能源發(fā)展狀況，適當優(yōu)化調(diào)整申報充足率。各地不得將配置儲能作為新建項目核準、并網(wǎng)、上網(wǎng)等前置條件。

（四）完善綠電綠證交易機制。納入機制的電量受機制電價保障，相應電量不再參與綠電交易，不重復獲得綠證收益。完善綠色電力交易政策，市場申報和成交價格應分別明確電能量價格和相應綠色電力證書價格。綠電交易電量的綠證收益按當月綠電合同電量、扣除機制電量的剩余上網(wǎng)電量、電力用戶用電量三者取小的原則確定。省內(nèi)綠色電力交易中不單獨組織集中競價和滾動撮合交易。

二、建立健全適應新能源高質(zhì)量發(fā)展的市場交易機制

（一）完善中長期市場交易和價格機制。推動中長期市場價格與一次能源成本、現(xiàn)貨市場價格有效銜接。中長期交易由交易雙方結(jié)合實際需求合理確定中長期合同量價、結(jié)算參考點等信息。結(jié)算參考點可自行選擇為實時市場（或日前市場）任一節(jié)點或統(tǒng)一結(jié)算點。現(xiàn)階段，機制電量不再開展其他形式的差價結(jié)算，可由電網(wǎng)企業(yè)代表全體用戶與新能源場站簽訂機制電量中長期合約，合同價格明確為合同的參考結(jié)算價，相關(guān)電量同步計入用戶側(cè)簽約比例。中長期交易申報電量上限，現(xiàn)階段按照額定容量扣減機制電量對應容量后的上網(wǎng)能力確定。

（二）完善現(xiàn)貨市場交易和價格機制。新能源項目可報量報價參與現(xiàn)貨交易，也可接受市場形成的價格?，F(xiàn)貨市場全電量按現(xiàn)貨市場價格結(jié)算，中長期合同電量按中長期合同價格與中長期結(jié)算參考點的現(xiàn)貨價格差值結(jié)算。支持分布式新能源直接或通過聚合方式參與現(xiàn)貨交易。統(tǒng)籌系統(tǒng)調(diào)峰需求、調(diào)節(jié)資源成本和新能源消納等因素，新能源消納成本原則上不高于新能源上網(wǎng)電價。適當放寬現(xiàn)貨市場限價，及時調(diào)整發(fā)電機組啟動費用上限。

新能源項目應全量參與日前可靠性機組組合和實時市場。新能源項目和用戶可自愿參與日前市場。未開展日前市場時，日前預出清結(jié)果不作為結(jié)算依據(jù)（僅向經(jīng)營主體披露）。支持用戶側(cè)報量報價參與日前市場，暫不具備條件的，允許用戶側(cè)按照在不超過最大用電功率范圍內(nèi)自主決策申報購買量，不進行偏差收益回收。

（三）完善輔助服務市場交易和價格機制?？茖W確定輔助服務市場需求，堅持按效果付費，合理設置有償輔助服務品種、輔助服務計價等市場規(guī)則，促進輔助服務價格合理形成。在現(xiàn)行調(diào)頻、爬坡輔助服務交易基礎上，適時開展備用輔助服務交易。備用輔助服務市場與爬坡輔助服務市場、現(xiàn)貨電能量市場聯(lián)合出清。調(diào)頻輔助服務費用，由用戶用電量和未參與電能量市場交易的上網(wǎng)電量共同分擔。完善與新能源全電量入市相適應的發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理實施細則，加大新能源場站并網(wǎng)運行管理考核力度，新能源預測準確率考核費用等由全體用戶分享。

（四）優(yōu)化發(fā)電側(cè)容量補償機制。根據(jù)山東電網(wǎng)用電負荷（含備用容量）總需求，對各類型市場化機組的有效容量給予補償。按照全網(wǎng)回收長期邊際機組固定成本原則確定容量補償標準，依據(jù)系統(tǒng)總?cè)萘啃枨笈c總有效容量，設置容量供需系數(shù)。發(fā)電機組容量電費由機組可提供的有效容量、容量補償電價標準以及當年容量供需系數(shù)三者乘積確定。

（五）規(guī)范電力市場成本補償機制。分類型明確因系統(tǒng)安全原因必開機組、自身原因必開（如供熱需要等按照自調(diào)度曲線運行）、非必開機組成本補償原則。成本補償費用日清月結(jié)，按照機組當日啟動成本、空載成本和電能量邊際成本三者加和與市場收入的差額確定（差額為負值時不進行補償）。機組成本補償費用由用戶側(cè)用電量、未參與電能量市場交易的上網(wǎng)電量與未按照實時出清結(jié)果執(zhí)行的上網(wǎng)電量承擔。

三、建立健全適應新能源高質(zhì)量發(fā)展的風險防控機制

（一）完善電力市場信息披露機制。建立健全“全市場、全品種、全周期、全主體”電力市場信息披露體系，覆蓋中長期、現(xiàn)貨、輔助服務、零售等市場，電能量、綠電綠證交易等交易品種，年、季、月、周、日等時間維度，發(fā)電、用電、售電、新型經(jīng)營主體、電網(wǎng)企業(yè)及市場運營機構(gòu)等主體。

（二）完善電力市場價格監(jiān)測體系。健全涵蓋發(fā)電企業(yè)、售電公司、電力用戶多維度多指標的價格監(jiān)測體系。加強對電力中長期、現(xiàn)貨和輔助服務市場相關(guān)交易情況、結(jié)算科目、各類費用規(guī)模、各類主體收益和費用分攤情況、市場限價等價格信息的監(jiān)測工作。電力市場出現(xiàn)價格異常波動時,及時啟動預警，分析異常原因，研究處置方案，確保電價改革平穩(wěn)有序推進。

（三）建立發(fā)電機組成本調(diào)查制度。根據(jù)山東電網(wǎng)能源結(jié)構(gòu)特性，制定涉及燃煤、燃氣、新能源等全部市場化機組的成本模型、調(diào)查制度和核算規(guī)則。定期開展不同類型機組啟動成本、變動成本及固定成本調(diào)查工作。分類測算各類型機組啟動費用、空載成本和電能量邊際成本等成本水平及波動趨勢，建立機組成本曲線申報機制，支撐山東電力市場平穩(wěn)運行和電價機制不斷優(yōu)化。

（四）健全電力零售市場價格監(jiān)管機制。電力交易平臺應為用戶提供基于實際用電曲線的標準化零售套餐比價功能，各類零售套餐應設置封頂結(jié)算價格條款，由用戶自主選擇。零售套餐封頂價格根據(jù)零售市場分時參考價格、上浮系數(shù)、售電公司市場運行分攤費用等因素綜合計算，零售市場分時參考價格按自然月計算、發(fā)布。省發(fā)展改革委按照售電公司購售價差水平，適時公布排名情況，提高市場透明度，保障零售用戶的知情權(quán)和選擇權(quán)。

四、保障措施

省發(fā)展改革委會同山東能源監(jiān)管辦、省能源局負責根據(jù)本實施方案制定配套實施細則，明確新能源全電量入市時間節(jié)點，并推動各項工作有序開展。國網(wǎng)山東省電力公司負責搭建競價平臺，配合開展增量新能源項目競價工作；在系統(tǒng)運行費中增加“新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制差價結(jié)算費用”科目，按月公布不同類型新能源項目市場交易均價，及時開展機制電費結(jié)算工作；優(yōu)化居民、農(nóng)業(yè)等保障性電量代理購電方式，當優(yōu)發(fā)電量匹配保障性電量后仍有剩余或不足時，優(yōu)先采用市場化方式交易差額電量。各單位要根據(jù)工作職能，加強與各類市場主體溝通交流，充分利用門戶網(wǎng)站、集體座談等方式，組織開展政策宣傳解讀工作，主動解答市場主體關(guān)心的政策問題，形成改革共識。

《山東省新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》政策解讀

一、山東新能源上網(wǎng)電價市場化改革背景是什么？

2025年2月，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號），對新能源上網(wǎng)電價市場化改革工作進行了全面部署。山東省作為綠色低碳高質(zhì)量發(fā)展先行區(qū)，落實國家改革要求，出臺《山東省新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》，以推動新能源上網(wǎng)電量全面進入市場、上網(wǎng)電價全面由市場形成。

二、《山東省新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》的主要內(nèi)容是什么？

《實施方案》主要包括三方面內(nèi)容：一是建立健全適應新能源高質(zhì)量發(fā)展的價格機制。推動新能源上網(wǎng)電價全部由市場形成，建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制和價格競爭機制，完善綠電綠證交易機制。二是建立健全適應新能源高質(zhì)量發(fā)展的市場交易機制。完善中長期市場、現(xiàn)貨市場、輔助服務市場交易和價格機制，優(yōu)化發(fā)電側(cè)容量補償機制，規(guī)范電力市場成本補償機制。三是建立健全適應新能源高質(zhì)量發(fā)展的風險防控機制。完善電力市場信息披露機制和價格監(jiān)測體系，建立發(fā)電機組成本調(diào)查制度，健全電力零售市場價格監(jiān)管機制。

三、山東新能源上網(wǎng)電價市場化改革對存量項目是否產(chǎn)生影響？對增量項目有什么影響？

2025年6月1日前投產(chǎn)的存量新能源項目全電量參與市場交易后,機制電價水平按國家政策上限執(zhí)行，統(tǒng)一明確為每千瓦時0.3949元（含稅），單個項目機制電量上限原則上與現(xiàn)行具有保障性質(zhì)的相關(guān)電量規(guī)模政策相銜接，執(zhí)行期限按照全生命周期合理利用小時數(shù)剩余小時數(shù)與投產(chǎn)滿20年較早者執(zhí)行。2025年6月1日起投產(chǎn)的增量新能源項目，由山東省發(fā)展改革委會同有關(guān)單位明確機制電量規(guī)模、執(zhí)行期限，通過價格競爭方式確定機制電價水平。各地不得將配置儲能作為新建項目核準、并網(wǎng)、上網(wǎng)等前置條件。

四、《實施方案》中對差價結(jié)算機制有哪些具體規(guī)定？

《實施方案》提出新能源項目參與電力市場交易后，在市場外同步建立差價結(jié)算機制。對納入機制的電量，市場交易均價低于或高于機制電價的部分，由電網(wǎng)企業(yè)開展差價結(jié)算，差價費用納入系統(tǒng)運行費用，由全體用戶分攤（或分享）。已納入機制的新能源項目，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，均不再納入機制執(zhí)行范圍

五、《實施方案》中對容量補償機制有哪些具體規(guī)定？

《實施方案》提出優(yōu)化發(fā)電側(cè)容量補償機制。根據(jù)山東電網(wǎng)用電負荷（含備用容量）總需求，對各類型市場化機組的有效容量給予補償。按照全網(wǎng)回收長期邊際機組固定成本原則確定容量補償標準，依據(jù)系統(tǒng)總?cè)萘啃枨笈c總有效容量，設置容量供需系數(shù)。發(fā)電機組容量電費由機組可提供的有效容量、容量補償電價標準以及當年容量供需系數(shù)三者乘積確定。

六、《實施方案》中機制電量的交易范圍和收益有什么限制？

《實施方案》明確機制電價覆蓋電量不參與綠電交易，不重復獲得綠證收益，以厘清綠色電力的環(huán)境價值與電能量價值、規(guī)避同一環(huán)境價值被重復統(tǒng)計風險；明確機制電量不參與中長期交易，不參與日前市場的申報、出清、結(jié)算，以避免初期階段市場價格形成機制失靈、防范新能源項目重復套利。

七、增量新能源項目參與競價的規(guī)則是什么？

2025年6月1日起投產(chǎn)的增量新能源項目通過價格競爭方式確定機制電價水平。競價時，新能源企業(yè)受申報充足率下限和競價上下限的引導充分競爭；按申報價格從低到高確定入選項目，機制電價原則上按入選項目最高報價確定。競價工作由新能源項目自愿參加，參與競價的應按規(guī)定開具履約保函。支持戶用分布式光伏項目自主或委托代理商參與競價,現(xiàn)階段分布式光伏代理商應具備售電公司資質(zhì)。2025年競價工作原則上于8月份組織，自2026年起競價工作原則上于前一年10月份組織。

八、山東新能源上網(wǎng)電價市場化改革對電力市場有什么影響？

用戶側(cè)：對居民、農(nóng)業(yè)用戶電價水平?jīng)]有影響；對于工商業(yè)用戶，預計改革實施首年工商業(yè)用戶平均電價與上年相比基本持平，或有下降。發(fā)電側(cè)：有利于推動新能源行業(yè)高質(zhì)量發(fā)展，有利于促進新型電力系統(tǒng)建設；有利于融入全國統(tǒng)一電力市場建設。

九、山東如何保障新能源上網(wǎng)電價市場化改革順利進行？

山東省發(fā)展改革委會同山東能源監(jiān)管辦、山東省能源局負責根據(jù)《實施方案》制定配套實施細則，明確新能源全電量入市時間節(jié)點，并推動各項工作有序開展。國網(wǎng)山東省電力公司負責搭建競價平臺，配合開展增量新能源項目競價工作，及時開展機制電費結(jié)算工作。各單位根據(jù)工作職能，加強與各類市場主體溝通交流，形成改革共識。