山东落地136号文：从规模领先到市场引领

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。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。《方案》既有对136号文的积极响应，也有结合省情的创新实践，实施后将有效破解山东新能源发展中的诸多难题，推动山东新能源从规模领先走向市场引领。

一、承接国家政策：构建市场化价格形成机制

建立适应新能源高质量发展的市场化价格形成机制，是此次改革的核心要义，要充分发挥市场作用，有利于电力资源高效配置，也要确保行业平稳健康发展，助力“双碳”目标实现。《方案》围绕“价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调”的总体要求，在已有省内电力市场体系基础上，构建并完善了与国家政策同频共振的新能源市场化价格形成机制。

近年来，山东大力推进电力市场建设，不断完善交易机制，扩大交易规模。自2021年起，省内集中式光伏发电和风电项目已提前部分入市，由项目自主选择全电量或10%电量两种方式参与市场交易，分布式光伏和扶贫项目则按政府批复价格收购。《方案》落地后，除跨省跨区交易的新能源电量外，上述集中式光伏发电和风电项目将统一以全电量方式参与市场交易，分布式光伏等其他新能源项目也不再享有保障性消纳的特殊待遇，可直接或通过聚合方式参与市场交易。这意味着山东电力市场的经营主体大幅扩充，预计省内发用两侧市场化电量均将超过85%，两者共同在市场中形成完整准确的价格信号，进一步提升电力资源配置效率。

在新能源可持续发展价格结算机制方面，《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。

二、立足地方实际：推出突破性创新举措

在深入贯彻国家政策的过程中，山东也面临风光发展不均匀、市场主体结构特殊等现实挑战。立足“能源大省、工业强省”基本省情，《方案》在国家统一制度框架下进行适应性调整，打出了一套具有山东特色的创新“组合拳”，既解决本省新能源市场化的“卡脖子”问题，也为全国同类地区提供可复制、可借鉴的实践经验。

山东拥有光伏发展的良好自然条件与空间基础，光伏发电装机连续8年稳居全国首位，特别是分布式光伏装机规模大、项目数量多，占光伏总装机的65%以上。这些分布式光伏多为乡村屋顶光伏，对带动村民稳定增收、助力乡村振兴意义重大。但在改革后，分布式光伏收益受市场竞争、机制量价影响，项目面临竞争成本高、专业能力不足等问题。为此，《方案》提出“双轨制”代理模式：一是支持分布式新能源经虚拟电厂等聚合后代为参与现货交易；二是支持户用分布式委托代理商代为参与机制竞价。即分布式光伏可通过代理的方式继续获得市场收益以及规避部分价格风险，且两类代理方互不交叉，由项目按需求自主选择。该举措将显著降低小微项目参与门槛、解决入市障碍，并凭借代理商的专业优势与规模效应，提高市场竞争效率。目前，注册在鲁售电公司600余家，已能为“竞价代理商”提供强大的市场主体支撑。

市场集中度高是山东另一大特点，前四大发电集团的市场份额占比达80%。若这种结构延续至机制竞价环节，很有可能导致竞争不充分，机制电价失真。为避免此类价格操纵，《方案》引入“竞价申报充足率”的概念，要求申报电量占竞价电量规模的比例不低于125%。也就是说，不管申报电量规模如何，至少有25%电量无法入选，以引导项目考虑成本与合理收益理性报价、有序竞争。

三、改革成效展望：迈入光伏强省新阶段

此次改革，正向山东迈向光伏强省注入强大动能。一方面，山东紧密承接国家政策，勇于“保项目”。存量新能源机制电价按国家政策的上限执行，以最大力度保障项目收益，机制电量与现行具有保障性质规模衔接，覆盖几乎90%上网电量，其量价水平位于全国前列，充分彰显山东对发展新能源、推动能源绿色转型的坚定决心。另一方面，山东持续发挥市场作用，敢于“放电价”。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，正是山东以全国大市场的思维逻辑落实136号文的具体表现。

此外，改革还将在项目布局、储能发展与产业升级等多维度取得成效。一是引导项目优化配置。市场交易均价与机制电价作差价结算，体现项目在不同位置的价值差异。新项目的投资决策，将主动考虑电网结构与消纳能力，倾向于在负荷中心、节点价格较高区域建设，形成负荷与电源精准匹配、协同发展的系统供需格局，实现电力资源长周期内的优化配置。二是转变储能发展模式。《方案》明确“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”，切实减轻项目初期投资压力，缓解改革前储能“配而不建、建而不用”问题。项目根据实际需求灵活布局储能，探索储能多元化应用路径，从而促进两者高效协同，提升项目经济效益。三是倒逼产业技术升级。山东光伏产业基础雄厚，拥有多个头部企业。未来，度电成本成为新能源项目核心竞争力，市场竞争将刺激这些头部企业加大研发投入，加快高效光伏组件、智能运维等技术应用，形成“资金投入—技术进步—成本降低—市场竞争力提升—资金回收”的良性循环，进一步巩固山东在新能源产业链中的领先地位。

136号文在山东的落地，是一次具有深远意义的政策创新与实践。山东坚持“保字当头、不等不靠”的改革思路破解新能源发展难题，落实国家战略目标，在保持规模优势的基础上，向着质量更优、效率更高、竞争力更强的新阶段不断前进。