政策核心与执行时间 - 2026年1月1日起，新能源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，不再执行固定价格，上网电费将出现波动[21] - 政策依据包括《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》及《山东电力市场规则(试行)》等文件[21] - 在市场外同步建立差价结算机制[21] 市场参与方式 - 分布式新能源项目入市交易方式包括独立入市、聚合入市和接受价格[2][22] - 选择独立或聚合报量报价入市需到山东电力交易中心注册，未注册的默认为接受价格方式[2][22] 上网电费构成 - 入市后，分布式新能源上网电费由市场化电费和机制差价电费两部分构成[2][22] - 市场化电费由电能量电费和市场化运行费用两部分组成[3][22] 电能量电费计算 - 电能量电费计算公式为：∑(本项目每日96点上网电量 × 地市96点现货实时市场电价)[8][34] - 接受价格的分布式新能源项目，其现货实时市场价格为项目所在区域（暂按地市）发电侧节点算术平均价格[3][23] - 现货实时市场电价受地理位置、气候、供需关系等因素影响，不同地市的同类型项目同一时段价格存在差异[3][23] - 上网电量每15分钟抄计一次，现货实时市场电价每15分钟形成一次[3][26] 市场化运行费用 - 现阶段市场化运行费用为优发超出优购曲线匹配偏差费用，按月测算发布[4][26] - 该费用由并入山东电网的所有发电企业、新型经营主体（含分布式电源）及全体工商业用户，按照当月上网电量、用电电量比例分摊[4][26] - 具体计算为：月结上网电量 × 优发超出优购曲线匹配偏差费用分摊标准[8][34] 差价结算机制 - 在市场外建立差价结算机制，根据纳入机制的电量、机制电价与结算参考价的价差计算机制差价电费[6][29] - 机制差价电费 = 机制电量 × (机制电价 - 结算参考价)[6][29] - 结算参考价为全省同类型集中式项目实时市场加权均价[6][29] - 自发自用电量及跨省跨区外送电量不参与机制电费结算[7][32] 项目分类与机制电价 - 存量项目指2025年6月1日前投产的项目[6][30] - 增量项目指2025年6月1日后（含）投产的项目[6][30] - 存量项目机制电价为0.3949元/千瓦时，机制电量比例见“项目机制电量电价表”[6][31] - 增量项目机制电价、机制电量比例按照省发改委正式公布的竞价结果执行[6][31] 机制电量确定原则 - 全额上网新能源项目月度机制电量 = (月度上网电量 - 跨省跨区外送电量) × 月度机制电量比例[10][35] - 余电上网的新能源项目月度机制电量 = ((月度发电量 - 月度上网电量 - 跨省跨区外送电量) / 月度发电量) × 月度上网电量 × 月度机制电量比例[12][35] - 若以上计算结果为负值，月度机制电量按0取值[12] - 分布式电源暂无跨省跨区外送电量[12] 具体项目机制电量与电价 - 纳入国家扶贫目录的光伏扶贫项目（2025年5月31日前投产），机制电量比例为100%，机制电价为0.3949元/千瓦时[14][39] - 并网电压220伏/380伏自然人户用分布式光伏项目（2024年12月31日前投产），机制电量比例为100%，机制电价为0.3949元/千瓦时[14][40] - 并网电压220伏/380伏自然人户用分布式光伏项目（2025年1月1日-5月31日投产），机制电量比例为85%，机制电价为0.3949元/千瓦时[14][40] - 按照集中式光伏实时市场加权平均电价结算的存量6兆瓦及以上工商业光伏发电项目，机制电量比例为0[14][40] - 存量项目曾持有过渡期间或以后省内中长期合约的，机制电量比例为0[14] - 其他存量项目，机制电量比例为80%，机制电价为0.3949元/千瓦时[14][40] - 增量项目中，竞得2025年度机制电量的项目（2025年6月1日-12月31日投产），机制电量比例为80%，机制电价为0.225元/千瓦时[40] - 增量项目中，竞得2026年度机制电量的项目（2025年6月1日-2026年12月31日投产），机制电量比例为80%，机制电价为0.261元/千瓦时[15][40] - 增量项目中，未竞得机制电量的项目，机制电量比例为0[15][41] - 注：2026年度光伏机制电价竞价结果（0.261元/千瓦时）已对外公示，尚未正式发文，暂不执行[41] 其他重要事项 - 享受国家可再生能源发电补贴的新能源项目，补助标准和结算方式继续按原政策执行[12][38] - 建议分布式光伏发电企业深入研究相关政策，紧盯电力市场价格信号，通过调整生产等方式科学参与电力市场以提升收益水平[12][38]