各市發展改革委、能源局，國網山東省電力公司，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、大唐山東發電有限公司、國家電力投資集團公司山東分公司、  華潤電力控股有限公司華北大區  、中國三峽集團山東分公司、山東核電有限公司：

為推動新能源高質量發展，根據國家發展改革委、國家能源局《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》（發改價格〔2025〕136號）、《關于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知》（發改價格〔2024〕196號）等規定，省發展改革委、山東能源監管辦、省能源局研究制定了《山東省新能源上網電價市場化改革實施方案》，現印發給你們，請抓好貫徹執行。

山東省發展和改革委員會

國家能源局山東監管辦公室

山東省能源局

2025年7月31日

山東省新能源上網電價市場化改革實施方案

為深入貫徹黨中央、國務院關于加快構建新型電力系統、健全綠色低碳高質量發展機制的決策部署，認真落實省委、省政府關于加快規劃建設新型能源體系、全力打造能源綠色低碳轉型示范區的工作要求，根據國家發展改革委、國家能源局《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》（發改價格〔2025〕136號）、《關于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知》（發改價格〔2024〕196號）等規定，現結合山東實際，制定如下實施方案。

一、建立健全適應新能源高質量發展的價格機制

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

參與跨省跨區交易的新能源電量，上網電價和交易機制按照國家跨省跨區送電相關政策執行。新能源參與市場后因報價等因素未上網電量，不納入新能源利用率統計與考核。享有財政補貼的項目，全生命周期合理利用小時數內的補貼標準按照原有規定執行。

（二）建立新能源可持續發展價格結算機制。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，由電網企業開展差價結算，差價費用納入系統運行費用，由全體用戶分攤（或分享）。已納入機制的新能源項目，執行期限內可自愿申請退出。新能源項目執行到期，或者在期限內自愿退出的，均不再納入機制執行范圍。

2025年6月1日前投產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行，統一明確為每千瓦時0.3949元（含稅），單個項目機制電量上限原則上與現行具有保障性質的相關電量規模政策相銜接，執行期限按照全生命周期合理利用小時數剩余小時數與投產滿20年較早者執行。

（三）建立新能源可持續發展價格競爭機制。2025年6月1日起投產的增量新能源項目，由省發展改革委會同有關單位明確機制電量規模、執行期限，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,現階段分布式光伏代理商應具備售電公司資質。

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，并根據新能源發展狀況，適當優化調整申報充足率。各地不得將配置儲能作為新建項目核準、并網、上網等前置條件。

（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電量、電力用戶用電量三者取小的原則確定。省內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量發展的市場交易機制

（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、現貨市場價格有效銜接。中長期交易由交易雙方結合實際需求合理確定中長期合同量價、結算參考點等信息。結算參考點可自行選擇為實時市場（或日前市場）任一節點或統一結算點。現階段，機制電量不再開展其他形式的差價結算，可由電網企業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算價，相關電量同步計入用戶側簽約比例。中長期交易申報電量上限，現階段按照額定容量扣減機制電量對應容量后的上網能力確定。

（二）完善現貨市場交易和價格機制。  新能源項目可  報量報價參與現貨交易  ，也可接受市場形成的價格。現貨市場全電量按現貨市場價格結算，中長期合同電量按中長期合同價格與中長期結算參考點的現貨價格差值結算。支持分布式新能源直接或通過聚合方式參與現貨交易。  統籌系統調峰需求、調節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電價。  適當放寬現貨市場限價，及時調整發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，日前預出清結果不作為結算依據（僅向經營主體披露）。支持用戶側報量報價參與日前市場，暫不具備條件的，允許用戶側按照在不超過最大用電功率范圍內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。科學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則，促進輔助服務價格合理形成。在現行調頻、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、現貨電能量市場聯合出清。調頻輔助服務費用，由用戶用電量和未參與電能量市場交易的上網電量共同分擔。完善與新能源全電量入市相適應的發電廠并網運行管理實施細則，加大新能源場站并網運行管理考核力度，新能源預測準確率考核費用等由全體用戶分享。

（四）優化發電側容量補償機制。根據山東電網用電負荷（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。按照全網回收長期邊際機組固定成本原則確定容量補償標準，依據系統總容量需求與總有效容量，設置容量供需系數。發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三者乘積確定。

（五）規范電力市場成本補償機制。分類型明確因系統安全原因必開機組、自身原因必開（如供熱需要等按照自調度曲線運行）、非必開機組成本補償原則。成本補償費用日清月結，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用電量、未參與電能量市場交易的上網電量與未按照實時出清結果執行的上網電量承擔。

三、建立健全適應新能源高質量發展的風險防控機制

（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，發電、用電、售電、新型經營主體、電網企業及市場運營機構等主體。

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

（三）建立發電機組成本調查制度。  根據山東電網能源結構特性，制定涉及燃煤、燃氣、新能源等全部市場化機組的成本模型、調查制度和核算規則。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運行和電價機制不斷優化。

（四）健全電力零售市場價格監管機制。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算價格條款，由用戶自主選擇。零售套餐封頂價格根據零售市場分時參考價格、上浮系數、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、發布。省發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和選擇權。

四、保障措施

省發展改革委會同山東能源監管辦、省能源局負責根據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點，并推動各項工作有序開展。國網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；在系統運行費中增加“新能源可持續發展價格結算機制差價結算費用”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算工作；優化居民、農業等保障性電量代理購電方式，當優發電量匹配保障性電量后仍有剩余或不足時，優先采用市場化方式交易差額電量。各單位要根據工作職能，加強與各類市場主體溝通交流，充分利用門戶網站、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心的政策問題，形成改革共識。