界面新聞記者 | 戴晶晶
山東率先公布新能源入市新政細則。
界面新聞獲悉，近日山東省發改委印發《山東省新能源上網電價市場化改革實施方案（征求意見稿）》(下稱實施方案)及配套《新能源機制電價競價實施細則（征求意見稿）》(下稱實施細則)，面向能源監管機構、電網公司及發電企業公開征求意見。
上述兩個征求意見稿是全國最先針對《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》(下稱136號文)出臺的省級配套細則。
今年2月， 國家發改委、能源局聯合印發136號文，首次在國家層面明確新能源全電量無差別參與電力市場交易，并提出在市場外建立新能源可持續發展價格結算機制，要求各地在2025年底前出臺并實施具體方案。
在省級規則出臺前，由于機制電價、機制電量規模和執行期限等標準的缺失，各地新能源項目投資預期處于不確定的狀態。山東省的細則問世，將對各地136號文配套方案的制定起到一定參考示范作用。
山東的實施方案明確，2025年底前實現風電、太陽能等新能源全面參與電力市場交易。2025年競價工作原則上于6月份組織，自2026年起競價工作原則上于前一年10月份組織。
清華四川能源互聯網研究院電力市場與碳市場研究所副所長蔡元紀對界面新聞表示，整體來說，山東的征求意見稿貫徹了136號文的思路，關照了后者提到的各種分類處理方式。為了充分促進可再生能源發展，也給了比較高的存量機制電量價格。
按照136號文的要求，山東的實施方案為存量和增量項目制定了不同的規則。
其中，2025年5月31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參考外省新能源非市場化率，適度優化；執行期限按照全生命周期合理利用小時數剩余小時數執行。
山東當前的燃煤基準電價即為每千瓦時0.3949元(含稅)。136號文明確，新能源存量項目的機制電價，按現行價格政策執行，不高于當地煤電基準價。這相當于存量機制電量價格給到了上限。
但山東并未明確存量新能源項目是否按照現有保障性收購政策比例進入機制電量。由于山東新能源保障性收購比例相對較高，按照“參考外省新能源非市場化率”的說法，實際機制電量比例或有所下調。
按照去年山東人民政府發布的《關于健全完善新能源消納體系機制促進能源高質量發展的若干措施》，山東的風電和光伏保障性收購比例仍達到了70%-85%，高于全國平均水平。
根據北京電力交易中心《2024年電力市場年報》，2024年國家電網公司經營區新能源市場化交易電量7699億千瓦時，占新能源總發電量的51.8%。
對于增量項目，山東也未直接給出機制電量規模、競價上下限等核心數據，僅一定程度細化了規則。
實施方案提出，2025年6月1日起投產的增量新能源項目，由省發改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。2025年競價申報充足率不低于125%，機制電價原則上按入選項目最高報價確定(不高于競價上限)。
125%的競價申報充足率意味著競爭將增強，有部分申報電量將無法進入機制電量。
針對競價規則，實施細則進一步明確現階段原則上按技術類型分別設置機制電量規模，分別組織競價。新能源競價上限原則上不高于該類型電源上年度機制電量競價結果，首次競價上限原則上不高于該類型電源上年度結算均價。
據飔合科技統計數據，2024年，山東光伏全部采用被動入市，結算均價346.45元/兆瓦時；被動入市風電結算均價356.88元/兆瓦時，主動入市風電結算均價為383.40元/兆瓦時。
山東是新能源裝機大省，已連續八年光伏發電裝機穩居全國第一，尤其是分布式光伏裝機規模大，約占光伏總裝機的65%以上。截至2024年底，山東省累計光伏裝機約73 GW；累計風電裝機約27 GW；新型儲能裝機約15.5 GWh。
山東實施方案提出，支持分布式光伏企業委托代理商參與競價工作，初期分布式光伏代理商應參考售電公司相應資質。
此外，該實施方案還完善了綠電綠證交易機制。明確了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。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。
按照可再生能源電力綠證全覆蓋的要求，進入機制電量的新能源電量也應被核發綠證，但山東的細則目前也還未明確該部分綠證的模式和歸屬。
針對最新的兩份征求意見稿，界面新聞獲悉，山東省太陽能行業協會已提交當地發改委相關建議。
該協會建議，存量電站保持原有政策延續，其中分布式光伏存量項目延用原有政策，2025年前存量項目100%全額上網電量納入機制；2025年1月1日起的存量項目85%比例電量納入機制。
此外，機制電價采用當地脫硫煤標桿電價，根據現有政策，存量項目分布式僅就10KV以上承擔市場運行費用分攤。若10KV以內低壓側也承擔市場運行費用(不平衡費用)，全國應統一執行，不要地方搞特殊。
該協會同時建議增量機制競價充足率適度下調，首次機制競價的充足率建議按110%設置，后續機制競價適度放寬比例。