山东成为国内首个公开136号实施细则文件的省份！
近日，山东省发改委正式就《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》《新能源机制电价竞价实施细则（征求意见稿）》面向能源监管机构、电网企业及发电企业公开征求意见。
政策核心内容
01
全电量市场化目标。2025年底前实现风电、太阳能发电全电量入市交易，电价通过市场交易形成，生物质发电等其他新能源将适时跟进。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。
02
存量和增量项目差异化政策。存量项目（2025年5月31日前投产）：执行过渡期机制电价 0.3949元/千瓦时（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；差价结算费用由全体用户分摊。
增量项目（2025年6月1日起投产）：通过竞价确定电价，首轮竞价于2025年6月启动，明确了各类项目参与竞价的要求与申报内容，申报充足率不低于125%，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)。
03
市场机制创新。方案显示在现行调频、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。
04
完善绿电绿证交易机制。机制电量不再获得绿证收益，剩余电量可参与绿电交易。
05
健全了新能源市场交易体系。放宽了发售两侧的中长期签约比例要求，新能源中长期交易申报电量上限按额定容量扣减机制电量对应容量后的最大上网能力确定；机制电量不参与日前市场申报、出清、结算，新能源全电量参与市场市场；优化了容量补偿机制。
《山东省新能源机制电价竞价实施细则（征求意见稿）》明确了新能源全容量认定方式、并网时间认定方式、分期并网认定方式等。
对于机制电量规模，细则明确：每年新增纳入机制的电量规模，根据年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况、用户承受能力等因素综合确定。当年完成情况预计超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模适当减少，未完成的次年纳入机制的电量规模适当增加。
现阶段，原则上按技术类型分别设置机制电量规模，分别组织竞价。单一类别竞价主体较集中或整体规模较小缺乏有效竞争时，不再分类组织，统一合并竞价。后期逐步合并为统一组织竞价，不再区分技术类型。
对新能源主体的影响
山东省新能源上网电价市场化改革方案的实施，标志着新能源行业正式从政策驱动向市场驱动转型，为新能源主体带来新的机遇与挑战。
对新能源发电企业而言，本次改革既提供了更高的收益空间，也带来了电价波动风险。优质项目可通过市场化交易获得更高回报，也创造了通过绿电交易获取环境溢价、依托储能提升竞争力、借助行业整合扩大市场份额的新机遇。然而，增量项目的竞价压力、市场的不断细化以及预测偏差带来的额外成本，都要求企业提升交易策略能力和运营能力。
用户侧可通过优化分时电价策略降低用电成本，尤其是深谷时段的低电价为用电大户提供了显著的降本空间。绿电采购还能提升企业的ESG评级，助力碳减排。然而，尖峰时段的高电价和市场规则的进一步放开，也要求用户不断提升负荷预测与管理能力，中小型用电企业可能需要依赖售电公司等服务商以应对市场变化。
新能源投资机构将面临项目收益率更大的不确定性，存量项目过渡期后的收益模式尚待验证，政策执行差异也可能增加投资风险，需要更加精细化地评估项目经济性和技术路线。
小结
总体来看，山东省此次新能源上网电价市场化改革加速了新能源行业的市场化进程，从机制设计的细化到市场改革的探索，全方面落实国家政策，并且充分展示地域特色，为推动新能源行业发展进一步助力。
随着各省细则的落地，新能源企业收益波动、运营复杂等挑战应声而来，尤其对缺乏竞争力的低效项目形成压力，但长期来看将推动行业向精细化、市场化运营转变，促进储能、绿电交易等新兴业态发展，并加速行业整合。
本次改革是山东省构建新型电力系统的重要探索，其成效将为全国新能源市场化改革提供宝贵的实践经验，也促使新能源企业尽快适应价格波动和规则调整，技术能力、运营效率和市场策略。
