（来源：能源日参）
作为全国新能源发展的排头兵，山东是东部沿海地区新能源装机规模率先破亿的省份。截至2025年4月，省内可再生能源装机1.25亿千瓦，占比超过51%。其中，光伏装机8514万千瓦，居全国第一；风电装机2669万千瓦，居全国第五。
8月7日，山东省发展改革委印发《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案》（以下简称《方案》），标志着《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》（以下简称“136号文”）在山东正式落地。
《方案》按要求分类施策。对存量项目，以每千瓦时0.3949元（含税）燃煤基准价兜底，确保改革对存量项目收益不造成较大影响。对增量新能源项目，通过价格竞争方式确定机制电价与单个项目机制电量，引导新能源企业充分竞争，降低全社会用能成本。
此外，为落实机制电量“不重复获得绿证收益”，《方案》明确绿电交易电量的绿证收益，按当月绿电合同电量、扣除机制电量的剩余电量以及电力用户用电量三者取小的原则确定，避免绿色环境价值虚增，影响市场公平与机制效用。
山东是改革前全国仅有的两个允许现货市场出现负价的省份之一。2025年“五一”小长假期间，省内负荷低迷叠加日间新能源大发，实时与日前市场分别出现46小时与50小时的负电价。面对愈演愈烈的负电价争议以及可能因负电价增加机制差价结算费用的压力，山东敢于正视负电价背后供过于求的真正问题，坚持通过市场化方式提高系统消纳率。改革保留了负电价，激励用户主动改变用电习惯削峰填谷，从“按需用电”转为“按价用电”。同时，负的价格下限，足以抵消省内新能源电量送至全国任一省份的输配电价与网损费用，甚至从山东返送至西北地区，仍具备经济性。利用价格信号实现新能源在更大范围内消纳。
全文如下：
关于印发《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案》的通知(鲁发改价格〔2025〕576号)
各市发展改革委、能源局，国网山东省电力公司，山东电力交易中心，山东能源集团有限公司、华能山东发电有限公司、华电国际电力股份有限公司山东分公司、国家能源集团山东电力有限公司、大唐山东发电有限公司、国家电力投资集团公司山东分公司、华润电力华北大区、中国三峡集团山东分公司、山东核电有限公司：
为推动新能源高质量发展，根据国家发展改革委、国家能源局《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》（发改价格〔2025〕136号）、《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》（发改价格〔2024〕196号）等规定，省发展改革委、山东能源监管办、省能源局研究制定了《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案》，现印发给你们，请抓好贯彻执行。
山东省发展和改革委员会
国家能源局山东监管办公室
山东省能源局
2025年7月31日
附件
山东省新能源上网电价市场化改革实施方案
为深入贯彻党中央、国务院关于加快构建新型电力系统、健全绿色低碳高质量发展机制的决策部署，认真落实省委、省政府关于加快规划建设新型能源体系、全力打造能源绿色低碳转型示范区的工作要求，根据国家发展改革委、国家能源局《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》（发改价格〔2025〕136号）、《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》（发改价格〔2024〕196号）等规定，现结合山东实际，制定如下实施方案。
一、建立健全适应新能源高质量发展的价格机制
（一）推动新能源上网电价全部由市场形成。全省新能源项目（风电、太阳能发电，下同）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。根据电力市场建设及行业发展状况，适时推动生物质发电等其他新能源参与市场交易。
参与跨省跨区交易的新能源电量，上网电价和交易机制按照国家跨省跨区送电相关政策执行。新能源参与市场后因报价等因素未上网电量，不纳入新能源利用率统计与考核。享有财政补贴的项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按照原有规定执行。
（二）建立新能源可持续发展价格结算机制。新能源项目参与电力市场交易后，在市场外同步建立差价结算机制，对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业开展差价结算，差价费用纳入系统运行费用，由全体用户分摊（或分享）。已纳入机制的新能源项目，执行期限内可自愿申请退出。新能源项目执行到期，或者在期限内自愿退出的，均不再纳入机制执行范围。
2025年6月1日前投产的存量新能源项目全电量参与市场交易后,机制电价水平按国家政策上限执行，统一明确为每千瓦时0.3949元（含税），单个项目机制电量上限原则上与现行具有保障性质的相关电量规模政策相衔接，执行期限按照全生命周期合理利用小时数剩余小时数与投产满20年较早者执行。
（三）建立新能源可持续发展价格竞争机制。2025年6月1日起投产的增量新能源项目，由省发展改革委会同有关单位明确机制电量规模、执行期限，通过价格竞争方式确定机制电价水平。组织竞价时，设置申报充足率下限和竞价上下限，引导新能源企业充分竞争，降低全社会用能成本；按申报价格从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定。竞价工作由新能源项目自愿参加，参与竞价的应按规定开具履约保函。支持户用分布式光伏项目自主或委托代理商参与竞价,现阶段分布式光伏代理商应具备售电公司资质。
2025年竞价工作原则上于8月份组织，竞价申报充足率不低于125%。自2026年起竞价工作原则上于前一年10月份组织，并根据新能源发展状况，适当优化调整申报充足率。各地不得将配置储能作为新建项目核准、并网、上网等前置条件。
（四）完善绿电绿证交易机制。纳入机制的电量受机制电价保障，相应电量不再参与绿电交易，不重复获得绿证收益。完善绿色电力交易政策，市场申报和成交价格应分别明确电能量价格和相应绿色电力证书价格。绿电交易电量的绿证收益按当月绿电合同电量、扣除机制电量的剩余上网电量、电力用户用电量三者取小的原则确定。省内绿色电力交易中不单独组织集中竞价和滚动撮合交易。
二、建立健全适应新能源高质量发展的市场交易机制
（一）完善中长期市场交易和价格机制。推动中长期市场价格与一次能源成本、现货市场价格有效衔接。中长期交易由交易双方结合实际需求合理确定中长期合同量价、结算参考点等信息。结算参考点可自行选择为实时市场（或日前市场）任一节点或统一结算点。现阶段，机制电量不再开展其他形式的差价结算，可由电网企业代表全体用户与新能源场站签订机制电量中长期合约，合同价格明确为合同的参考结算价，相关电量同步计入用户侧签约比例。中长期交易申报电量上限，现阶段按照额定容量扣减机制电量对应容量后的上网能力确定。
（二）完善现货市场交易和价格机制。新能源项目可报量报价参与现货交易，也可接受市场形成的价格。现货市场全电量按现货市场价格结算，中长期合同电量按中长期合同价格与中长期结算参考点的现货价格差值结算。支持分布式新能源直接或通过聚合方式参与现货交易。统筹系统调峰需求、调节资源成本和新能源消纳等因素，新能源消纳成本原则上不高于新能源上网电价。适当放宽现货市场限价，及时调整发电机组启动费用上限。
新能源项目应全量参与日前可靠性机组组合和实时市场。新能源项目和用户可自愿参与日前市场。未开展日前市场时，日前预出清结果不作为结算依据（仅向经营主体披露）。支持用户侧报量报价参与日前市场，暂不具备条件的，允许用户侧按照在不超过最大用电功率范围内自主决策申报购买量，不进行偏差收益回收。
（三）完善辅助服务市场交易和价格机制。科学确定辅助服务市场需求，坚持按效果付费，合理设置有偿辅助服务品种、辅助服务计价等市场规则，促进辅助服务价格合理形成。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。调频辅助服务费用，由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担。完善与新能源全电量入市相适应的发电厂并网运行管理实施细则，加大新能源场站并网运行管理考核力度，新能源预测准确率考核费用等由全体用户分享。
（四）优化发电侧容量补偿机制。根据山东电网用电负荷（含备用容量）总需求，对各类型市场化机组的有效容量给予补偿。按照全网回收长期边际机组固定成本原则确定容量补偿标准，依据系统总容量需求与总有效容量，设置容量供需系数。发电机组容量电费由机组可提供的有效容量、容量补偿电价标准以及当年容量供需系数三者乘积确定。
（五）规范电力市场成本补偿机制。分类型明确因系统安全原因必开机组、自身原因必开（如供热需要等按照自调度曲线运行）、非必开机组成本补偿原则。成本补偿费用日清月结，按照机组当日启动成本、空载成本和电能量边际成本三者加和与市场收入的差额确定（差额为负值时不进行补偿）。机组成本补偿费用由用户侧用电量、未参与电能量市场交易的上网电量与未按照实时出清结果执行的上网电量承担。
三、建立健全适应新能源高质量发展的风险防控机制
（一）完善电力市场信息披露机制。建立健全“全市场、全品种、全周期、全主体”电力市场信息披露体系，覆盖中长期、现货、辅助服务、零售等市场，电能量、绿电绿证交易等交易品种，年、季、月、周、日等时间维度，发电、用电、售电、新型经营主体、电网企业及市场运营机构等主体。
（二）完善电力市场价格监测体系。健全涵盖发电企业、售电公司、电力用户多维度多指标的价格监测体系。加强对电力中长期、现货和辅助服务市场相关交易情况、结算科目、各类费用规模、各类主体收益和费用分摊情况、市场限价等价格信息的监测工作。电力市场出现价格异常波动时,及时启动预警，分析异常原因，研究处置方案，确保电价改革平稳有序推进。
（三）建立发电机组成本调查制度。根据山东电网能源结构特性，制定涉及燃煤、燃气、新能源等全部市场化机组的成本模型、调查制度和核算规则。定期开展不同类型机组启动成本、变动成本及固定成本调查工作。分类测算各类型机组启动费用、空载成本和电能量边际成本等成本水平及波动趋势，建立机组成本曲线申报机制，支撑山东电力市场平稳运行和电价机制不断优化。
（四）健全电力零售市场价格监管机制。电力交易平台应为用户提供基于实际用电曲线的标准化零售套餐比价功能，各类零售套餐应设置封顶结算价格条款，由用户自主选择。零售套餐封顶价格根据零售市场分时参考价格、上浮系数、售电公司市场运行分摊费用等因素综合计算，零售市场分时参考价格按自然月计算、发布。省发展改革委按照售电公司购售价差水平，适时公布排名情况，提高市场透明度，保障零售用户的知情权和选择权。
四、保障措施
省发展改革委会同山东能源监管办、省能源局负责根据本实施方案制定配套实施细则，明确新能源全电量入市时间节点，并推动各项工作有序开展。国网山东省电力公司负责搭建竞价平台，配合开展增量新能源项目竞价工作；在系统运行费中增加“新能源可持续发展价格结算机制差价结算费用”科目，按月公布不同类型新能源项目市场交易均价，及时开展机制电费结算工作；优化居民、农业等保障性电量代理购电方式，当优发电量匹配保障性电量后仍有剩余或不足时，优先采用市场化方式交易差额电量。各单位要根据工作职能，加强与各类市场主体沟通交流，充分利用门户网站、集体座谈等方式，组织开展政策宣传解读工作，主动解答市场主体关心的政策问题，形成改革共识。
山东新能源电价改革方案落地
将助力储能从发展期走向成熟期
继《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》（以下简称“136号文”）发布后，山东省适时推出落地文件《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案》，相继出台一系列配套文件《关于做好2025年电力市场平稳衔接过渡有关工作的通知》（以下简称“396号文”）、《山东省2025年新能源高水平消纳行动方案》（以下简称“278号文”）、《山东电力市场规则（试行）》(征求意见稿）（以下简称“征求意见稿”）。
新能源全电量推向市场，机制电量逐年退坡，这会给市场带来怎样的影响，又将如何影响储能的发展呢？
当前山东省新型储能装机规模已达960万千瓦，以电网侧电化学储能为主，占比约80%。
电网侧独立储能作为独立的市场主体，在当前及以往的商业模式中，主要通过低价充电、高价放电实现现货峰谷价差套利，获得市场化容量补偿收入，以及作为新能源场站并网的“路条”获得容量租赁收入，三部分收入分别占比约33%、17%、50%。
电源侧配建储能理论上可以自调度，利用新能源弃电充电，选择高价时段放电。然而实际使用过程中，由于配储需要随时等候调度指令，AGC指令不易分解等原因，配储经常无法消纳所属新能源场站的弃电，同时部分新能源场站因接线问题站用电需缴纳过网费，充电成本拉高，在新能源10%入市的时代面临充放电收入倒挂、利用率低的困境。
用户侧储能的规模较小，主要是工商业用户配置，通过低价时储电、高价时供能降低用户用能成本。电网代购电用户加装配储具备一定经济性，但是山东省用电量较大的工商业用户一般选择售电公司代理购电，售电公司套餐价格的峰谷价差不足以覆盖储能投资成本，因此用户侧储能当前商业模式不成熟。
笔者认为，新能源全电量入市的政策，将会给储能带来以下四点影响：
一、不强制配储，倒逼储能独立行走
136号文明确不得将配置储能作为新建新能源项目核准、开工、并网、上网等的前置条件。山东省在278号文中明确了“存量新能源场站继续实施容量租赁”，这一新老划断的政策体现了136号文“区分存量和增量”“政策统筹协调的原则”。
山东省第二、三批存量独立储能项目的租赁收入占比接近50%，如果增量项目丧失这部分收入，在其他收入政策不变的情况下，以储能系统成本0.9元/Wh测算,收益率将降低至3%~4%，电网侧独立储能发展趋缓，需要向电源侧和用户侧储能转型。反观新能源场站，如不改变发电特性，陆风收益率可能降低至6%以下，光伏收益率降低至4%以下（均考虑非技术成本）；而配储后如能实现自调度利用新能源弃电充电，按照配储成本0.65元/Wh测算，新能源50%容量配储，配储时长2小时，风电收益率提升1%，光伏收益率提升2.3%。因此，储能需要探索新商业模式，新能源需要储能来调节发电出力特性，二者形成了相互需要的局面。
新能源配储从“强制配”到“需要配”，从“并网路条”到“光伏血包”，离不开技术进步和政策引领。技术进步方面，近年来锂电成本大幅降低，相比于2021年山东省第一批示范储能项目，当前投资成本降低约55%，并且技术类型、能量密度、充放电时长和使用寿命等重要参数均有大幅提升。政策引领方面，新能源上网电价全面由市场形成，不再强制配储，可以有效遏制成本的无序内卷、追求低价而放弃质量，有利于促进行业的良性健康发展。
接下来的储能项目招标中，业主不仅要关注价格，还应关注长周期表现，合同中约定循环寿命、全生命周期的工作时长以及转换效率。同时，储能系统生产企业和集成商应注意当前储能的EMS系统、BMS系统更新迭代滞后于市场变革，比如BMS对SOH的估算误差较高，影响EMS对可用容量的判断，各电池单元组均衡性不一致，进而影响“报量报价”模式下对出力上下限、荷电状态上下限等参数的申报，造成储能减收。
二、放宽现货市场限价，增加储能收入
根据136号文要求“适当放宽现货市场限价”，若山东后续放宽现货市场价格下限，假设地板价从-80元/兆瓦时调整为-200元/兆瓦时，政府补贴高于200元/兆瓦时的存量新能源项目可能申报地板价，成为边际机组，现货市场价差拉大。储能充电成本降低，峰谷价差收入增加。以山东省常见的100兆瓦/200兆瓦时独立储能为例，年收入增加约260万，存量项目收入提升约8%，增量项目收入提升约17%。更大的价差空间也为光储氢一体化、绿电直连项目配储、长时储能技术、如液流电池、压缩空气等，提供了更有利的经济性验证环境，有助于解决新能源出力长时间波动的调节需求。
三、重塑容量补偿机制，凸显储能调节性电源优势
当前山东省规则中，容量电价采用用户侧固定价格收取、发电侧按有效容量分配的“以收定支”模式；征求意见稿中，调整为发电侧根据机组有效容量和容量补偿标准计算容量电费，用户侧按用电量比例分摊的“以支定收”模式。
有效容量的核定也统一标准，新能源（含配储）计算有效容量的时段，由风电按照尖峰时段、光伏按照全天，统一为风光都按照尖峰时段核定，体现了容量补偿原则是能够可靠支撑最大负荷的出力能力。显著提升了光伏配储的价值：原先光伏配储在尖峰时段的放电贡献被平均到24小时计算有效容量，规则修订后，光伏配储有效容量核定不再受制于利用小时数，新机制有望更公平、更充分地体现储能作为“调节性电源”的核心价值，使其获得与其贡献相匹配的容量收益。配建储能也可以主动调整放电出力至系统高峰持续时间，提高利用率、增加有效容量。
四、健全辅助服务市场，重构储能收益模型
储能在辅助服务领域具备毫秒级响应、双向灵活调节、构网型电压及频率支撑等核心能力。相较于火电，储能兼具零碳排放、无启停损耗、空间部署灵活等优势，单系统可同时参与多品种服务，成为高比例新能源电网的关键稳定器。
尽管2024年修订的《山东电力市场规则（试行）》（鲁监能市场规〔2024〕24号）文中已经提到“现阶段辅助服务市场暂只开展调频（二次调频）辅助服务、爬坡辅助服务的集中交易”“新型经营主体按自愿原则参与调频辅助服务市场”，并明确了调频出清及结算规则，但是目前山东省储能中仅火储联合参与调频、爬坡，独立储能、电源侧配建储能及用户侧储能尚未参与。原因可能与部分储能AGC尚未闭环、响应速度过快造成系统扰动增加了调度难度、各电源品种参与辅助服务容量划分不明确相关。
136号文发布后，国家发展改革委、国家能源局关于《电力辅助服务市场基本规则》（发改能源规〔2025〕411号）相继出台，山东省积极修订辅助服务市场规则，278号文提到“支持储能自主参与实时电能量市场和调频、爬坡、备用等辅助服务市场，建立‘一体多用、分时复用’的交易模式”。一系列政策落地后，将彻底重构储能收益模型，推动行业从依赖容量租赁转向多元化价值变现。目前山东市场上调频中标价格多为12元/MW*min-1，全网调频需求量约120MW/min,参与调频机组约20台，即平均每台机组中标容量约6MW/min。假设储能可参与调频市场，调频容量在火电和储能间分配，以100兆瓦/200兆瓦时独立储项目为例，一年中现货峰谷价差不满足电能量市场套利天数约60天，此时参与调频市场，假设全天中标容量2MW/min，年增收约370万元，增量项目收入提高约12%，存量项目（第二、三批示范项目）收入提高约25%。
新能源全电量入市对电力市场改革中其他市场主体的借鉴意义
136号文中“按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的要求”的改革思路，对电力市场改革中其他市场主体具有良好的借鉴意义。市场化改革并非简单放开价格，而是通过制度设计让每个主体在系统转型中找到可持续的价值坐标。比如辅助服务市场按照功能付费，而非给电源划定角色，让储能、虚拟电厂、燃气机组等具备较强调节能力的市场主体发挥作用，构建灵活性强的电力系统；比如未来推动核电机组、燃气机组、抽水蓄能逐步入市时，考虑保障性电量与市场化电量保持规模平稳，平衡历史项目与新机制。
综上，新能源全电量入市的政策，短期内会造成储能行业震荡，尤其独立储能投资趋于理性，但长期来看，利好储能行业，尤其是构网型储能、新能源配建储能、绿电直连项目配建储能等，此次改革作为转折点即将推动储能从发展期走向成熟期。
(能源日参)