山东率先公布新能源入市新政细则。

界面新闻获悉,近日山东省发改委印发《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案(征求意见稿)》(下称实施方案)及配套《新能源机制电价竞价实施细则(征求意见稿)》(下称实施细则),面向能源监管机构、电网公司及发电企业公开征求意见。

上述两个征求意见稿是全国最先针对《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》(下称136号文)出台的省级配套细则。

今年2月, 国家发改委、能源局联合印发136号文,首次在国家层面明确新能源全电量无差别参与电力市场交易,并提出在市场外建立新能源可持续发展价格结算机制,要求各地在2025年底前出台并实施具体方案。

在省级规则出台前,由于机制电价、机制电量规模和执行期限等标准的缺失,各地新能源项目投资预期处于不确定的状态。山东省的细则问世,将对各地136号文配套方案的制定起到一定参考示范作用。

山东的实施方案明确,2025年底前实现风电、太阳能等新能源全面参与电力市场交易。2025年竞价工作原则上于6月份组织,自2026年起竞价工作原则上于前一年10月份组织。

清华四川能源互联网研究院电力市场与碳市场研究所副所长蔡元纪对界面新闻表示,整体来说,山东的征求意见稿贯彻了136号文的思路,关照了后者提到的各种分类处理方式。为了充分促进可再生能源发展,也给了比较高的存量机制电量价格。

按照136号文的要求,山东的实施方案为存量和增量项目制定了不同的规则。

其中,2025年5月31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参考外省新能源非市场化率,适度优化;执行期限按照全生命周期合理利用小时数剩余小时数执行。

山东当前的燃煤基准电价即为每千瓦时0.3949元(含税)。136号文明确,新能源存量项目的机制电价,按现行价格政策执行,不高于当地煤电基准价。这相当于存量机制电量价格给到了上限。

但山东并未明确存量新能源项目是否按照现有保障性收购政策比例进入机制电量。由于山东新能源保障性收购比例相对较高,按照“参考外省新能源非市场化率”的说法,实际机制电量比例或有所下调。

按照去年山东人民政府发布的《关于健全完善新能源消纳体系机制促进能源高质量发展的若干措施》,山东的风电和光伏保障性收购比例仍达到了70%-85%,高于全国平均水平。

根据北京电力交易中心《2024年电力市场年报》,2024年国家电网公司经营区新能源市场化交易电量7699亿千瓦时,占新能源总发电量的51.8%。

对于增量项目,山东也未直接给出机制电量规模、竞价上下限等核心数据,仅一定程度细化了规则。

实施方案提出,2025年6月1日起投产的增量新能源项目,由省发改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。2025年竞价申报充足率不低于125%,机制电价原则上按入选项目最高报价确定(不高于竞价上限)。

125%的竞价申报充足率意味着竞争将增强,有部分申报电量将无法进入机制电量。

针对竞价规则,实施细则进一步明确现阶段原则上按技术类型分别设置机制电量规模,分别组织竞价。新能源竞价上限原则上不高于该类型电源上年度机制电量竞价结果,首次竞价上限原则上不高于该类型电源上年度结算均价。

据飔合科技统计数据,2024年,山东光伏全部采用被动入市,结算均价346.45元/兆瓦时;被动入市风电结算均价356.88元/兆瓦时,主动入市风电结算均价为383.40元/兆瓦时。

山东是新能源装机大省,已连续八年光伏发电装机稳居全国第一,尤其是分布式光伏装机规模大,约占光伏总装机的65%以上。截至2024年底,山东省累计光伏装机约73 GW;累计风电装机约27 GW;新型储能装机约15.5 GWh。

山东实施方案提出,支持分布式光伏企业委托代理商参与竞价工作,初期分布式光伏代理商应参考售电公司相应资质。

此外,该实施方案还完善了绿电绿证交易机制。明确了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。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。

按照可再生能源电力绿证全覆盖的要求,进入机制电量的新能源电量也应被核发绿证,但山东的细则目前也还未明确该部分绿证的模式和归属。

针对最新的两份征求意见稿,界面新闻获悉,山东省太阳能行业协会已提交当地发改委相关建议。

该协会建议,存量电站保持原有政策延续,其中分布式光伏存量项目延用原有政策,2025年前存量项目100%全额上网电量纳入机制;2025年1月1日起的存量项目85%比例电量纳入机制。

此外,机制电价采用当地脱硫煤标杆电价,根据现有政策,存量项目分布式仅就10KV以上承担市场运行费用分摊。若10KV以内低压侧也承担市场运行费用(不平衡费用),全国应统一执行,不要地方搞特殊。

该协会同时建议增量机制竞价充足率适度下调,首次机制竞价的充足率建议按110%设置,后续机制竞价适度放宽比例。