8月7日，山東省發(fā)展改革委公布關(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〔2025〕576號）。

文件指出，全省新能源項目（風(fēng)電、太陽能發(fā)電）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(shè)及行業(yè)發(fā)展?fàn)顩r，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(biāo)準(zhǔn)按照原有規(guī)定執(zhí)行。

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。

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(shè)置申報充足率下限和競價上下限，引導(dǎo)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(yīng)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(yīng)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?fàn)顩r，適當(dāng)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(zhǔn)、并網(wǎng)、上網(wǎng)等前置條件。

納入機制的電量受機制電價保障，相應(yīng)電量不再參與綠電交易，不重復(fù)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(yīng)分別明確電能量價格和相應(yīng)綠色電力證書價格。綠電交易電量的綠證收益按當(dāng)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。

原文如下：

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(wù)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(wù)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(shè)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(wù)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(yīng)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(fēng)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(shè)及行業(yè)發(fā)展?fàn)顩r，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(biāo)準(zhǔn)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(shè)置申報充足率下限和競價上下限，引導(dǎo)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(yīng)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(yīng)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?fàn)顩r，適當(dāng)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(zhǔn)、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(yīng)電量不再參與綠電交易，不重復(fù)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(yīng)分別明確電能量價格和相應(yīng)綠色電力證書價格。綠電交易電量的綠證收益按當(dāng)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(yīng)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?，F(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(yīng)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。現(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(dāng)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(yīng)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(yù)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(wù)市場交易和價格機制?？茖W(xué)確定輔助服務(wù)市場需求，堅持按效果付費，合理設(shè)置有償輔助服務(wù)品種、輔助服務(wù)計價等市場規(guī)則，促進輔助服務(wù)價格合理形成。在現(xiàn)行調(diào)頻、爬坡輔助服務(wù)交易基礎(chǔ)上，適時開展備用輔助服務(wù)交易。備用輔助服務(wù)市場與爬坡輔助服務(wù)市場、現(xiàn)貨電能量市場聯(lián)合出清。調(diào)頻輔助服務(wù)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(dān)。完善與新能源全電量入市相適應(yīng)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(yù)測準(zhǔn)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(biāo)準(zhǔn)，依據(jù)系統(tǒng)總?cè)萘啃枨笈c總有效容量，設(shè)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(biāo)準(zhǔn)以及當(dāng)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(dāng)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(dān)。

三、建立健全適應(yīng)新能源高質(zhì)量發(fā)展的風(fēng)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(wù)、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(biāo)的價格監(jiān)測體系。加強對電力中長期、現(xiàn)貨和輔助服務(wù)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(yù)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(yīng)為用戶提供基于實際用電曲線的標(biāo)準(zhǔn)化零售套餐比價功能，各類零售套餐應(yīng)設(shè)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(zé)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(zé)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(dāng)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。

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(yīng)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(yīng)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(wù)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(yīng)新能源高質(zhì)量發(fā)展的風(fēng)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(zhǔn)、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(biāo)準(zhǔn)，依據(jù)系統(tǒng)總?cè)萘啃枨笈c總有效容量，設(shè)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(biāo)準(zhǔn)以及當(dāng)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(fù)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(fù)統(tǒng)計風(fēng)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(fù)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(dǎo)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(yīng)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(yīng)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(yù)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(shè)；有利于融入全國統(tǒng)一電力市場建設(shè)。

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(zé)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(zé)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。