新能源上网电价市场化改革核心观点 - 山东省推动新能源上网电价全面市场化，2025年6月1日前投产的存量项目执行固定机制电价0.3949元/千瓦时（含税），2025年6月1日起投产的增量项目通过竞价确定电价 [9][10][21] - 建立差价结算机制，市场交易均价与机制电价的差额由电网企业结算，费用由全体用户分摊或分享 [9][22] - 优化发电侧容量补偿机制，根据电网负荷需求、有效容量及供需系数计算机组容量电费 [14][22][36] - 明确机制电量不参与绿电交易和中长期交易，避免环境价值重复统计和市场套利 [11][23][38] 价格机制 - 存量新能源项目（2025年6月1日前投产）全电量参与市场，机制电价按国家上限0.3949元/千瓦时执行，期限为全生命周期剩余小时数或投产满20年较早者 [9][10][21] - 增量新能源项目（2025年6月1日起投产）通过竞价确定机制电价，设置申报充足率下限（2025年不低于125%）和竞价上下限，按价格从低到高确定入选项目 [10][21][40] - 差价结算机制覆盖市场交易均价与机制电价的差额，纳入系统运行费用分摊，项目可自愿退出机制 [9][22][34] 市场交易机制 - 中长期市场交易允许双方自主确定量价和结算参考点，机制电量不参与其他差价结算 [12] - 现货市场支持新能源项目全量参与日前和实时交易，分布式光伏可通过聚合方式参与 [13] - 辅助服务市场按效果付费，新增备用辅助服务交易，调频费用由用户和未交易上网电量分担 [14] - 容量补偿机制基于电网负荷需求、有效容量及供需系数计算电费，标准按长期边际机组固定成本确定 [14][22][36] 风险防控机制 - 建立全市场、全品种、全周期的信息披露体系，覆盖电能量、绿电绿证等交易品种 [16] - 价格监测体系涵盖发电企业、售电公司、用户多维度指标，异常波动时启动预警 [17] - 定期开展燃煤、燃气、新能源机组成本调查，建立成本曲线申报机制 [17] - 零售市场要求售电套餐设置封顶价格条款，用户可基于用电曲线比价选择 [18] 增量项目竞价规则 - 2025年8月组织首次竞价，2026年起提前至前一年10月，申报充足率动态调整 [10][40] - 竞价按价格从低到高排序，机制电价按最高入选报价确定，分布式光伏可委托具备资质的代理商参与 [10][40] - 禁止将储能配置作为新建项目核准、并网的前置条件 [10][21]