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、各市场经营主体：

为贯彻落实国家发展改革委、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）等文件精神，稳妥有序推进新能源上网电价全面市场化改革，保障我省电力市场平稳过渡和新能源行业持续健康发展，结合我省实际，现将新能源上网电价市场化改革过渡期（2025年6月1日至我省新能源全量入市前）有关工作通知如下：

一、新能源项目存量与增量划分原则

存量项目是指2025年5月31日前全容量并网的风电、太阳能发电项目（以下简称新能源项目），增量项目是指2025年6月1日及以后全容量并网的新能源项目。新能源项目全容量并网规模以项目核准（备案）容量为准；全容量并网时间，以项目首次并网时间为准，其中，风电、集中式光伏和10千伏及以上分布式光伏项目，为电网企业发电设备启动试运票中标注的“开工时间”；10千伏（不含）以下低压分布式光伏项目，为电网企业现场验收调试并网时间。首次并网前，新能源项目需全容量建成。

分期（批）并网的项目，应在核准（备案）文件中明确分期建设规模和建设内容，或分别办理核准（备案）文件。建成投产规模与核准（备案）文件中分期（批）建设内容一致的，视同为当期（批）项目按照核准（备案）文件全容量建成投产。对于分期（批）建设的项目，国网山东省电力公司按程序组织并网验收。

二、明确过渡期新能源参与市场方式

（一）集中式项目。

过渡期间，除可再生能源上网电价或电价附加补贴全生命周期到期的项目外，存量项目（含配建储能）参与市场及结算方式，按照现行电力市场规则规定执行；可再生能源上网电价或电价附加补贴全生命周期到期的新能源项目，按规定参与中长期交易（含绿电交易），全电量报量报价参与现货市场。增量项目（含配建储能）在机制电价执行前，按规定参与中长期交易（含绿电交易），按现行电力市场规则全电量报量报价参与现货市场。增量项目（含配建储能）机制电价执行后，参照存量项目模式，将机制电量部分暂视为未参与电能量市场交易的上网电量（α非市场%取为竞得机制电量比例，未取得机制电量时取0，下同），匹配至居民、农业等保障性电量，执行机制电价；机制电量以外电量部分按规定参与中长期交易（含绿电交易），月度净合约量上限按照（1-竞得机制电量比例）折算，报量报价参与现货市场。增量项目全电量按照现行电力市场规则结算并承担相关市场运行费用。

（二）分布式项目。

过渡期间，除可再生能源上网电价或电价附加补贴全生命周期到期的项目外，存量项目参与市场及结算方式，按照现行电力市场规则及相关政策文件执行。可再生能源上网电价或电价附加补贴全生命周期到期的新能源项目，应全电量参与市场交易。增量项目、可再生能源上网电价或电价附加补贴全生命周期到期的存量项目，可独立报量报价或通过聚合方式报量报价参与市场，也可作为价格接受者参与市场。

1.市场注册。独立报量报价或通过聚合方式报量报价参与市场的项目，应按照《电力市场注册基本规则》（国能发监管规〔2024〕76号）要求在电力交易平台办理市场注册，注册前应完成并网调度协议（或负荷确认协议）、购售电合同等协议签订，具备并网条件，同时需要具备身份认证、项目备案文件、发用电户号等信息。未独立报量报价且未通过聚合方式报量报价参与市场的项目，默认作为价格接受者参与市场。电网企业会同电力交易中心建立分布式新能源市场注册“绿色通道”，实现新能源云平台、营销系统平台、调度自动化系统与电力交易平台的数据交互，做好分布式新能源市场注册服务。

2.交易方式。独立报量报价参与市场的增量项目，应具备申报预测功率及“四可”（可观、可测、可调、可控）能力，机制电价执行前，按规定参与中长期交易（含绿电交易），按现行电力市场规则全电量报量报价参与现货市场；机制电价执行后，将机制电量部分暂视为未参与电能量市场交易的上网电量，匹配至居民、农业等保障性电量，执行机制电价，机制电量以外电量部分按规定参与中长期交易（含绿电交易），月度净合约量上限按照（1-竞得机制电量比例）折算，报量报价参与现货市场。通过聚合方式报量报价参与市场的增量项目，按照现行电力市场规则中虚拟电厂发电储能类机组（#1机）参与市场方式执行。作为价格接受者参与市场的，由电网调度机构集中预测、作为边界参与现货市场出清。

3.计量结算