中國儲能網(wǎng)訊：2025 年 5 月 7 日，山東省發(fā)改委出臺《山東省新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案（征求意見稿）》下稱《意見》、《山東省新能源機制電價競價實施細則（征求意見稿）》，成為全國首個落實國家 136 號文的省級政策文件。
山東是新能源裝機第一大省。截至 2025 年 5 月，省內(nèi)新能源和可再生能源裝機 1.25 億千瓦，光伏裝機 8514 萬千瓦，居全國首位；風電裝機 2669 萬千瓦, 居全國第五。
山東方案通過“存量保穩(wěn)、增量競優(yōu)”的雙軌制設計，為存量項目與增量項目設置差異化機制。存量項目通過“差價結(jié)算”平衡市場化沖擊，增量項目通過“申報充足率+競價排序”推動市場定價。在競價機制上，明確競價申報充足率（125%）、機制電價上限等參數(shù)，為全國新能源機制電價改革提供了借鑒。
1. 存量項目全電量市場交易，機制電價 0.3949 元/千瓦時
根據(jù)山東方案，山東全省風電、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。新能源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)。
《意見》明確，2025 年 5 月 31 日前投產(chǎn)的存量項目全電量參與市場交易后，機制電價按國家政策上限執(zhí)行 0.3949 元/千瓦時（與山東燃煤基準價持平），執(zhí)行期限以項目全生命周期剩余合理利用小時數(shù)為準。當市場價低于機制電價時，差額由用戶分攤；高于時則由用戶分享收益。
山東在全國首次明確機制電價 0.3949 元/千瓦時，為存量新能源電站提供了穩(wěn)定的收益預期，但非全額保障并網(wǎng)，保留部分市場化上網(wǎng)電量?！兑庖姟窂娬{(diào)，“單個項目機制電量上限參考外省新能源非市場化率，適度優(yōu)化”。
按照新能源機制電價競價實施細則，集中式單個項目機制電量申報上限=裝機容量(交流側(cè))×該類型電源年度發(fā)電利用小時數(shù)×(1-廠用電率)×上限比例；分布式項目申報機制電量上限=裝機容量(交流側(cè))×(1-年自發(fā)自用電量占發(fā)電量的比例)×該類型電源年度發(fā)電利用小時數(shù)×(1-廠用電率)×上限比例。其中，“上限比例”,在每年競價通知中發(fā)布。
山東并未明確機制電價執(zhí)行期限，機制電價執(zhí)行期限參照同類項目回收初始投資的平均期限合理確定。
2. 增量項目市場競價，設置 125%競價充足率
新能源增量項目通過市場化競價確定電價?！兑庖姟访鞔_增量項目（2025年 6 月 1 日后投產(chǎn)）需通過競爭確定機制電價，并明確“設置申報充足率下限，引導新能源充分競爭，2025 年競價申報充足率不低于 125%”。在價格出清前開展申報充足率檢測，當競價主體申報電量規(guī)模無法滿足申報充足率下限要求時，競價電量規(guī)模自動縮減，直至滿足申報充足率要求。
在價格出清機制上，競價采用邊際出清方式確定出清價格，即將所有同類型競價項目按其申報電價由低到高進行排序，取最后一個入選項目報價作為所有入選項目的機制電價，但不高于競價上限。首輪競價計劃 2025 年 6 月啟動，按風電、光伏分類組織；自 2026 年起提前至前一年 10 月，逐步實現(xiàn)技術(shù)類型合并競價。
為避免惡性競爭，《意見》為新能源競價設置上下限。新能源競價上限，根據(jù)新能源項目合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定，原則上不高于該類型電源上年度機制電量競價結(jié)果。首次競價上限原則上不高于該類型電源上年度結(jié)算均價（2024 年山東光伏平均結(jié)算電價約 0.35 元/千瓦時）?，F(xiàn)階段暫設定競價下限，具體參考先進電站造價水平(僅包含固定成本)折算度電成本(不含收益)合理確定。
為引導有序競爭，規(guī)避市場套利行為，《意見》提出：“現(xiàn)階段，機制電量不再開展其他形式的差價結(jié)算，不參與日前市場的申報、出清、結(jié)算。未納入機制的電量可參與日前市場，申報容量上限為額定容量扣減機制電量對應容量后的剩余容量?！?
《意見》強調(diào)了新能源參與電網(wǎng)安全運行的責任，“新能源項目應全量參與日前可靠性機組組合和實時市場”，倒逼新能源發(fā)電提高預測精度。中長期與現(xiàn)貨價格收斂后，新能源可自愿參與日前市場。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，不進行套利回收。
在機制電量規(guī)模的管理上，《意見》提出：“每年新增納入機制的電量規(guī)模，根據(jù)年度非水電可再生能源電力消納責任權(quán)重完成情況、用戶承受能力等因素綜合確定”。
3. 健全配套機制：為儲能政策松綁、鼓勵分布式光伏代理
按照國家發(fā)改委 136 號文件，山東機制電價方案建立配套機制，主要包括：（1）為儲能政策松綁，（2）綠證與電能量分離，（3）分布式光伏代理機制。
為打破“一刀切”配儲要求，降低初始投資門檻，《意見》明確“各地不得將配置儲能作為新建項目核準、并網(wǎng)、上網(wǎng)的前置條件”。同時強調(diào)，完善輔助服務市場交易和價格機制，增強儲能項目經(jīng)濟性。在現(xiàn)行調(diào)頻、爬坡輔助服務交易基礎(chǔ)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。
為避免“雙重補貼”，維護市場公平，借鑒國際經(jīng)驗，《意見》提出“納入機制的電量不再參與綠電交易，不重復獲得綠證收益”。綠證收益按“綠電合同量、剩余上網(wǎng)電量、用戶用電量三者取小”原則確定。
針對分布式光伏分散、規(guī)模小、參與電力市場交易存在困難等問題，《意見》支持分布式光伏項目委托競價代理商代理參與競價，以整合市場資源，提高議價能力。按照要求，現(xiàn)階段分布式光伏競價代理商為在山東電力交易中心完成注冊、公示的售電公司。初期分布式光伏代理商應參考售電公司資質(zhì)，代理容量限定在0.6 萬-10 萬千瓦之間。山東通過代理商機制，目的是構(gòu)建“分散資源-集中交易-專業(yè)服務”的新型分布式光伏生態(tài)。
4. 產(chǎn)業(yè)鏈影響分析：重構(gòu)新能源生態(tài)鏈競爭力
山東新能源上網(wǎng)電價市場化改革方案通過價格信號引導產(chǎn)業(yè)技術(shù)迭代、商業(yè)模式創(chuàng)新，推動新能源行業(yè)從“規(guī)模擴張”轉(zhuǎn)向“質(zhì)量優(yōu)先”。短期內(nèi)，新能源行業(yè)面臨市場競爭壓力，功率預測、項目管理的重要性越來越高。在改革的推進過程中，將將催生儲能服務商、虛擬電廠運營商等新業(yè)態(tài)，并推動新能源產(chǎn)業(yè)技術(shù)迭代和電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。
（1）新能源技術(shù)競爭加劇
新能源發(fā)電項目在競價機制下，度電成本成為核心競爭力。頭部企業(yè)憑借TOPCon（轉(zhuǎn)換效率 24.5%）、HJT（25.2%）等高效組件技術(shù)，疊加智能運維能力，可以提高項目收益率。新技術(shù)的迭代仍然是提高新能源競爭力的核心驅(qū)動力。
取消強制配儲后，園區(qū)或企業(yè)可通過“光儲充”產(chǎn)業(yè)生態(tài)，實現(xiàn)經(jīng)濟效益提升和綠電自平衡。當前，山東分時電價機制中深谷電價低至 0.25 元/千瓦時（較平段電價下浮 90%），儲能項目通過峰谷套利可將回收期縮短至 5-6 年。此外，壓縮空氣儲能、液流電池等長時儲能技術(shù)因山東政策支持（如肥城 300MW 壓縮空氣儲能項目）迎來發(fā)展機遇。
（2）推動商業(yè)模式創(chuàng)新與新業(yè)態(tài)發(fā)展
在新的競價上網(wǎng)格局下，將推動第三方服務市場興起，競價代理、功率預測、交易策略優(yōu)化等專業(yè)化服務需求激增。分布式光伏代理機構(gòu)通過整合零散資源，可使分布式項目收益大幅提升。目前，已有技術(shù)服務公司開發(fā) AI 電價預測模型，助力企業(yè)優(yōu)化交易時段，規(guī)避午間電價低谷風險。
虛擬電廠是分布式光伏聚合入市的另一種形態(tài)，將大幅提升電力系統(tǒng)靈活性。2025 年山東計劃建成 30 家虛擬電廠，通過聚合電動汽車、工商業(yè)負荷等資源參與調(diào)峰，預計釋放 5GW 調(diào)節(jié)能力。國網(wǎng)山東數(shù)據(jù)顯示，2024 年虛擬電廠已促進新能源消納 12 億千瓦時，同比增長 123%。
（3）用戶側(cè)從被動用電向主動調(diào)節(jié)轉(zhuǎn)變
山東省在新能源電價改革中，通過分時電價、需求響應、現(xiàn)貨競價等用戶側(cè)響應機制，重構(gòu)了電力市場供需關(guān)系，推動用戶從“被動用電者”向“主動調(diào)節(jié)者”轉(zhuǎn)變。
山東在全國首創(chuàng)“五段式”分時電價機制（尖峰、峰、平、谷、深谷），通過拉大峰谷價差（尖峰電價最高上浮 100%，深谷電價下浮 90%）。分時電價目的是引導用戶在新能源出力高峰時段主動增加用電負荷。根據(jù)國網(wǎng)能源研究院發(fā)布的《山東省分時電價政策創(chuàng)新與實踐》藍皮書，山東分時電價政策優(yōu)化后，午間新能源消納能力增加約 583.87 萬千瓦，晚峰用電負荷轉(zhuǎn)移約 225.51 萬千瓦，分別占歷史最大午、晚峰負荷的 5.1%和 2.1%。這不僅緩解了電力供需矛盾，為新能源消納提供了更廣闊空間，也為電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行奠定了堅實基礎(chǔ)。
《意見》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，不進行套利回收。酐鐵等高耗能企業(yè)、工商業(yè)用戶通過調(diào)整生產(chǎn)時序，結(jié)合儲能“低充高放”，根據(jù)實時電價靈活響應，進一步降低用電成本。
