报告链接：山东省新能源发电市场投资建设与运营数据统计（2025版）

报告链接：山东省新能源市场投资建设与发展前景预测深度调研分析报告（2025版）

山东省新能源上网电价市场化改革实施方案(征求意见稿)

为贯彻落实国家发展改革委、国家能源局《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》(发改价格〔2025 ] 136号)、《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》(发改价格〔2024〕196号）等文件精神，结合山东实际，制定本实施方案。

一、总体思路和改革目标(一）总体思路

以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，完整、准确、全面贯彻新发展理念，深入落实黄河重大国家战略和“碳达峰、碳中和”战略，坚持稳中求进工作总基调，坚定扛牢“走在前、挑大梁”使命担当，建立以市场为导向的新能源价格形成机制，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，同时更好发挥政府作用，确保新能源行业可持续发展，推动构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系。

(二）改革目标

以市场化改革为核心，按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的总基调，完善适应新能源发展的价格机制体系，市场交易体系、风险防控体系，确

保2025年底前实现风电、太阳能等新能源全面参与电力市场交易，推动新能源高质量发展。

二、遵循原则

坚持深化改革。深化能源领域体制机制改革，建立完善适应新能源发展的市场交易和价格机制。推动新能源上网电量全面进入电力市场、通过市场交易形成价格，反映真实供需。

坚持精准施策。科学设定缓冲机制，区分存量和增量项目，存量项目机制电价与现行政策妥善衔接，增量项目机制电价通过竞争方式形成，稳定项目收益预期，保障市场主体投资积极性。

坚持安全稳定。强化新能源上网电价市场化改革全过程风险管控，加强电力市场成本调查、价格监测和信息披露工作，防范市场操纵和价格异常波动，确保用户侧价格总体保持稳定。

坚持系统观念。密切跟踪市场动态，强化机制改革与全省能源规划目标、绿证绿电机制、市场交易规则、优化营商环境等方面的政策协同，及时评估改革影响，不断优化政策措施。

三、改革内容

(一)建立健全支持新能源高质量发展的价格机制体系1.推动新能源上网电价全部由市场形成。全省风电、太阳能发电上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。根据山东电力市场建设及行业发展状况，适时推动生物质发电等其他新能源参与市场交易。

参与跨省跨区交易的新能源电量，上网电价和交易机制按照国家跨省跨区送电相关政策执行。新能源参与市场后因报价等因素未上网电量，不纳入新能源利用率统计与考核。享有财政补贴的项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按照原有规定执行。

2.建立新能源可持续发展价格结算机制。新能源（风电、太阳能发电，下同)参与电力市场交易后，在市场外同步建立差价结算机制，对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业开展差价结算，差价费用纳入系统运行费用，由全体用户分摊（或分享)。

2025年5月31日前投产的存量新能源项目全电量参与市场交易后,机制电价水平按国家政策上限执行，统一明确为每千瓦时0.3949元（含税);单个项目机制电量上限参考外省新能源非市场化率，适度优化;执行期限按照全生命周期合理利用小时数剩余小时数执行。

3.建立新能源可持续发展价格竞争机制。2025年6月1曰起投产的增量新能源项目，由省发展改革委会同有关单位明确机制电量规模、执行期限，通过价格竞争方式确定机制电价水平。设置申报充足率下限，引导新能源充分竞争，降低全社会用能成本，2025年竞价申报充足率不低于125%。竞价时按申报价格从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定(不高于竞价上限)。支持分布式光伏企业委托代理商参与竞价工作,初期分布式光伏代理商应参考售电公司相应资质。

2025年竞价工作原则上于6月份组织。自2026年起竞价工作原则上于前一年10月份组织。各地不得将配置储能作为新建项目核准、并网、上网等的前置条件。

4.完善绿电绿证交易机制。纳入机制的电量受机制电价保障，相应电量不再参与绿电交易，不重复获得绿证收益。完善绿色电力交易政策，申报和成交价格应分别明确电能量价格和相应绿色电力证书价格。绿电交易电量的绿证收益按当月绿电合同电量、扣除机制电量的剩余上网电量、电力用户用电量三者取小的原则确定。省内绿色电力交易中不单独组织集中竞价和滚动撮合交易。

(二）建立健全支持新能源高质量发展的市场交易体系1．完善中长期市场交易和价格机制。推动中长期市场价格与一次能源成本、现货市场价格有效衔接。中长期交易由交易双方结合实际需求合理确定中长期合同量价、结算参考点等信息。结算参考点可自行选择为日前市场(或实时市场)任一节点或统一结算点。

适度放宽发电侧中长期签约比例要求，用户侧中长期合约签约比例相应调整。新能源中长期签约比例不设下限;中长期交易申报电量上限,现阶段按照额定容量扣减机制电量对应容量后的最大上网能力确定。

2.完善现货市场交易和价格机制。新能源项目可报量报价参与现货交易，也可接受市场形成的价格。支持分布式新能源直接或通过聚合方式参与现货交易。完善与新能源全电量入市相适应的两个细则管理机制，加大新能源场站并网运行管理考核力度，新能源预测准确率考核费用等返还给全体工商业用户。适当放宽现货市场限价，及时调整发电机组启动费用标准。

现阶段，机制电量不再开展其他形式的差价结算，不参与日前市场的申报、出清、结算。未纳入机制的电量可参与日前市场，申报容量上限为额定容量扣减机制电量对应容量后的剩余容量。新能源项目应全量参与日前可靠性机组组合和实时市场。中长期与现货价格收敛后，新能源可自愿参与日前市场。支持用户侧报量报价参与日前市场，暂不具备条件的，允许用户侧按照在不超过最大用电功率范围内自主决策申报购买量，不进行套利回收。

3．完善辅助服务市场交易和价格机制。科学确定辅助服务市场需求，坚持按效果付费，合理设置有偿辅助服务品种、辅助服务计价等市场规则，促进辅助服务价格合理形成。在现行调频、爬坡辅助服务交易基础上，适时开展备用辅助服务交易。备用辅助服务市场与爬坡辅助服务市场、现货电能量市场联合出清。

4.优化发电侧容量补偿机制。根据山东电网用电负荷(含备用容量）总需求，对各类型市场化机组的有效容量给予补偿。根据全网回收长期边际机组固定成本原则确定容量补偿标准。根据系统总容量需求与总有效容量，设置容量供需系数。发电机组容量电费由机组可提供的有效容量、容量补偿电价标准以及当年容量供需系数三者乘积确定。

5.规范电力市场成本补偿机制。合理确定因系统安全原因必开机组、自身原因必开（如供热需要等按照自调度曲线运行)、非必开机组机组成本补偿原则。成本补偿费用日清月结，按照机组当日启动成本、空载成本和电能量边际成本三者加和与市场收入的差额确定（差额为负值时不进行补偿)。机组成本补偿费用由全体工商业用户用电量、未参与电能量市场交易的上网电量与未按照实时出清结果执行的上网电量承担。

( 三）建立健全支持新能源高质量发展的风险防控体系1.完善电力市场信息披露机制。建立健全“全市场、全品种、全周期、全主体”电力市场信息披露体系，覆盖中长期、现货、辅助服务、零售等市场，电能量、辅助服务、绿电绿证交易等交易品种，年、季、月、周、日等时间维度，发电、用电、售电、新型经营主体、电网企业及市场运营机构。

2.完善电力市场价格监测体系。健全涵盖发电企业、售电公司、电力用户多维度多指标的价格监测体系。加强对电力中长期、现货和辅助服务市场相关交易情况、结算科目、各类费用规模、各类主体收益和费用分摊情况、市场限价等价格信息的监测工作。电力市场出现价格异常波动时,及时启动预警，分析异常原因，研究处置方案，确保电价改革平稳有序推进。

3.建立发电机组成本调查制度。根据山东电网能源结构特性，制定涉及燃煤、燃气、新能源等全部市场化机组的成本模型、调查制度和核算规则。定期开展不同类型机组启动成本、变动成本及固定成本调查工作。分类测算各类型机组启动费用、空载成本和电能量边际成本等成本水平及波动趋势，建立机组成本曲线申报机制，支撑山东电力市场平稳运行和电价机制不断优化。

4.建全电力零售市场价格监管机制。支持终端电力用户在全部类型零售套餐中自主选择封顶结算价格条款，作为零售套餐参数及结算依据。零售套餐封顶价格依据零售市场分时参考价格、上浮系数（考虑售电公司合理收益）及售电公司市场运行费用分摊均价计算。零售市场分时参考价格按自然月计算、发布。在零售套餐确认生效前，在交易平台为用户提供基于实际用电曲线的标准化零售套餐比价功能。按照售电公司购售价差水平排序，按月度公布排名靠前的售电公司，提高市场透明度，保障零售用户的知情权和选择权。

四、保障措施

(一）加强组织领导。省发展改革委会同山东能源监管办、省能源局负责根据本实施方案制定配套实施细则，明确新能源全电量入市时间节点，并推动各项工作有序开展。国网山东省电力公司要搭建竞价平台，配合开展增量新能源项目竞价工作;在系统运行费中增加“新能源可持续发展价格结算机制差价结算费用”科目，按月公布不同类型新能源项目市场交易均价，及时开展机制电费结算工作;优化居民农业等保障性电量代理购电方式，当优发电量匹配保障性电量后仍有剩余或不足时，均采用市场化方式交易差额电量。

(二)精心组织实施。强化电价改革与新能源发展规划、绿电绿证交易、电力市场建设、优化营商环境等方面的协同，主动解决改革过程中遇到的问题。定期评估电价改革对行业发展和企业经营等方面的影响，及时总结改革成效，持续增强市场价格信号对新能源发展的引导作用。

( 三)强化政策宣传。各单位要根据工作职能，加强与各类市场主体沟通交流。要充分利用门户网站、公众号、集体座谈、线上培训等方式，组织开展面向行业部门、电网企业、发电企业、售电公司、电力用户和社会公众的改革政策宣传解读工作，主动解答市场主体关心的政策问题，形成改革共识。

原文如下：