近日，省发展改革委、国家能源局山东监管办公室、省能源局印发《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案》，构建新能源全面参与电力市场交易的制度体系，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。根据《实施方案》，山东新能源项目（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。
《实施方案》主要包括建立健全适应新能源高质量发展的价格机制、市场交易机制、风险防控机制三方面内容。
价格机制方面，《实施方案》提出，新能源项目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）。已纳入机制的新能源项目，执行期限内可自愿申请退出。新能源项目执行到期，或者在期限内自愿退出的，均不再纳入机制执行范围。
2025年6月1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原则上与现行具有保障性质的相关电量规模政策相衔接，执行期限按照全生命周期合理利用小时数剩余小时数与投产满20年较早者执行。对2025年6月1日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。各地不得将配置储能作为新建项目核准、并网、上网等前置条件。
新能源项目参与竞价的规则，《实施方案》也进一步明确：2025年6月1日起投产的增量新能源项目通过价格竞争方式确定机制电价水平。竞价时，新能源企业受申报充足率下限和竞价上下限的引导充分竞争；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。竞价工作由新能源项目自愿参加。
市场交易机制方面，《实施方案》提出，对中长期市场交易，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。对现货市场交易，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。现货市场全电量按现货市场价格结算，中长期合同电量按中长期合同价格与中长期结算参考点的现货价格差值结算。支持分布式新能源直接或通过聚合方式参与现货交易。
对发电侧容量补偿，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。按照全网回收长期边际机组固定成本原则确定容量补偿标准，依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。
风险防控机制方面，《实施方案》提出建立健全“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、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等主体。
电力零售市场上，电力交易平台应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，各类零售套餐应设置封顶结算价格条款，由用户自主选择。零售套餐封顶价格根据零售市场分时参考价格、上浮系数、售电公司市场运行分摊费用等因素综合计算，零售市场分时参考价格按自然月计算、发布。省发展改革委按照售电公司购售价差水平，适时公布排名情况，提高市场透明度，保障零售用户的知情权和选择权。
记者从省发展改革委获悉，新能源上网电价市场化改革后，对居民、农业用户电价水平没有影响；对于工商业用户，预计改革实施首年工商业用户平均电价与上年相比基本持平，或有下降。（记者 陈晓婉）
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