山東率先就新能源入市細則面向能源監(jiān)管機構(gòu)、電網(wǎng)企業(yè)及相關(guān)發(fā)電企業(yè)公開征求意見。

為貫徹落實國家發(fā)展改革委、國家能源局《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》(下稱“136號文”)相關(guān)要求，山東省發(fā)展改革委近日發(fā)布《山東省新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案(征求意見稿)》(下稱《實施方案》)《山東省新能源機制電價競價實施細則(征求意見稿)》(下稱《競價實施細則》)。

存量機制電價0.3949元/千瓦時

《實施方案》提出，建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制。新能源(風(fēng)電、太陽能發(fā)電，下同)參與電力市場交易后，在市場外同步建立差價結(jié)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(wǎng)企業(yè)開展差價結(jié)算，差價費用納入系統(tǒng)運行費用，由全體用戶分攤(或分享)。

中信建投期貨能化研究員劉書源表示，用電側(cè)方面，差價結(jié)算成本分攤可能推高工商業(yè)電價，刺激用戶轉(zhuǎn)向綠電直購的模式，催生虛擬電廠等新業(yè)態(tài)。

2025年5月31日前投產(chǎn)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(zhí)行，統(tǒng)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(yōu)化;執(zhí)行期限按照全生命周期合理利用小時數(shù)剩余小時數(shù)執(zhí)行。

136號文明確，2025年6月1日以前投產(chǎn)的新能源存量項目機制電價，按現(xiàn)行價格政策執(zhí)行，不高于當?shù)孛弘娀鶞蕛r。山東省發(fā)展改革委此前發(fā)文提出，山東燃煤發(fā)電基準價保持穩(wěn)定，按照每千瓦時0.3949元(含稅)標準執(zhí)行。這意味著山東省存量新能源項目機制電價就是執(zhí)行燃煤基準價，存量機制電價給到了上限。

華北電力大學(xué)能源互聯(lián)網(wǎng)研究中心副主任王永利表示，山東存量新能源機制電價0.3949元/kWh，為新能源存量新能源電站提供了額外收益。根據(jù)測算，存量機制電價高于當前電站結(jié)算電價，2024年前11個月，山東風(fēng)機光伏發(fā)電量占比約為12%，機制電價執(zhí)行后，用戶電價可能增長0.0066元/kWh左右。

2025年競價申報充足率不低于125%

對于增量項目，《實施方案》提出，建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格競爭機制。2025年6月1日起投產(chǎn)的增量新能源項目，由省發(fā)展改革委會同有關(guān)單位明確機制電量規(guī)模、執(zhí)行期限，通過價格競爭方式確定機制電價水平。設(shè)置申報充足率下限，引導(dǎo)新能源充分競爭，降低全社會用能成本，2025年競價申報充足率不低于125%。

北京理工大學(xué)經(jīng)濟學(xué)院特聘教授、綠色低碳發(fā)展研究中心主任李金鎧表示，存量項目執(zhí)行固定電價，短期內(nèi)保障了早期投資者的收益穩(wěn)定性，避免政策突變引發(fā)行業(yè)震蕩。但過渡期后需直面市場化電價波動風(fēng)險，倒逼企業(yè)提前布局技術(shù)升級或商業(yè)模式調(diào)整。而增量項目通過競價確定電價，打破傳統(tǒng)補貼模式，推動新能源回歸“商品屬性”。

“競價申報充足率不低于125%”，王永利分析，這意味著將至少存在20%新增新能源項目無法享受機制電價保障，將通過電力市場交易獲取收益。

李金鎧認為，從政策意圖來看，通過強制超額申報確保市場供應(yīng)充足，倒逼發(fā)電企業(yè)通過價格競爭降低中標電價，期望降低社會用能成本。長期來看，可能會由于“馬太效應(yīng)”提升市場集中度，高效、轉(zhuǎn)型基礎(chǔ)好的企業(yè)通過規(guī)?；⒓夹g(shù)迭代進一步降低成本，低效、高成本企業(yè)可能退出或轉(zhuǎn)變競爭賽道。

《實施方案》要求，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。各地不得將配置儲能作為新建項目核準、并網(wǎng)、上網(wǎng)等的前置條件。

劉書源表示，配儲取消以后，將減輕企業(yè)強制配儲壓力，但大量新能源上網(wǎng)，對燃煤電廠及電網(wǎng)穩(wěn)定性沖擊較大，需完善輔助服務(wù)市場定價機制，提升儲能項目收益。

競價機制透明度有待提升

《競價實施細則》明確，新能源競價上限，根據(jù)新能源項目合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定，原則上不高于該類型電源上年度機制電量競價結(jié)果。首次競價上限原則上不高于該類型電源上年度結(jié)算均價?，F(xiàn)階段暫設(shè)定競價下限，具體參考先進電站造價水平(僅包含固定成本)折算度電成本(不含收益)合理確定。

在廈門大學(xué)能源研究院副院長林伯強看來，競價上下限設(shè)定不是特別具體，在電力供需形勢等都不確定的情況下，“合理確定”較為模糊，未來還需持續(xù)關(guān)注具體執(zhí)行過程中的問題，再加以完善。李金鎧也認為，競價機制透明度有待提升，競價上下限設(shè)定缺乏明確標準，可能影響企業(yè)申報策略，需要開展專項研究細化參數(shù)與動態(tài)調(diào)整規(guī)則。

此外，136號文明確，強化改革與綠證政策協(xié)同，納入可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制的電量，不重復(fù)獲得綠證收益?！秾嵤┓桨浮芬蔡岢觯晟凭G電綠證交易機制。納入機制的電量受機制電價保障，相應(yīng)電量不再參與綠電交易，不重復(fù)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(wǎng)電量、電力用戶用電量三者取小的原則確定。

李金鎧表示，機制電量(保底收購部分)剝離綠證收益后，剩余電量通過綠電交易實現(xiàn)環(huán)境溢價，推動新能源從“電量價值”向“環(huán)境價值”延伸。但綠證交易與市場銜接不完全，剩余電量的綠證交易細則尚未明確，可能影響企業(yè)環(huán)境價值變現(xiàn)，需要明確綠證單獨交易規(guī)則、確保綠證價格的相對可控。