山东省发展和改革委员会
山东省能源局
国家能源局山东监管办公室
关于做好2025年电力市场平稳衔接过渡有关工作的通知
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。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
(1)计量方式。独立报量报价或通过聚合方式报量报价参与市场的增量项目，按照96点曲线分时计量。作为价格接受者参与市场的项目,暂按自然月计量,后续逐步具备分时计量条件。
(2)结算方式。独立报量报价参与市场的增量项目机制电量部分暂视为未参与电能量市场交易的上网电量，执行机制电价，机制电量以外电量部分按照现行电力市场规则结算。通过聚合方式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)方式结算。作为价格接受者参与市场的增量项目，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(其中“自用有余”分布式光伏结算机制电量=竞得机制电量-自发自用电量，结算机制电量为负值时取0)，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，按照当月同类型集中式新能源实时市场加权平均电价结算。项目全电量按照现行市场规则承担相关市场运行费用。
(三)省间交易。
过渡期间,存量集中式新能源继续按照现行政策参与省间交易，鼓励通过独立或聚合方式报量报价参与市场的分布式项目参与省间现货交易。对增量项目，在省内现货市场出清时，将新能源预测功率减去省间中标量后，以未纳入机制电量的比例确定参与省内现货市场部分，按照现行政策和现货市场规则参与现货市场出清、结算。
(四)绿电交易。
绿电合同以新能源项目为单元签订,合同中应明确交易合同电量、电力曲线、电能量价格、绿证价格、绿电环境价值偏差补偿方式、结算参考点等要素。售电公司的所有绿电交易电量均应关联至零售用户。绿电合同剔除绿证价格后，等同于省内中长期电能量合同，按照现行电力市场规则结算;绿证部分按当月绿电合同电量、发电企业扣除结算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结算电量，以绿证价格结算。
三、其他事项
(一)我省新能源全量入市前，存量项目持有过过渡期间或以后省内中长期合约的，不再纳入机制电价执行范围。
(二)存量项目调试期价格按照现行规则及政策执行;增量项目机制电价执行开始时间前的调试期执行调试期价格，机制电价执行开始时间另行规定。
(三)过渡期间，我省电网企业代理购电交易及其他经营主体参与电力市场交易，仍按照现行相关规定执行。
(四)本通知自2025年6月1日起执行。待我省电力市场规则修订完善及交易技术支持系统升级后，另行安排年度电力市场交易相关工作。
(五)政策执行过程中遇到的问题及建议，请及时向省发展改革委、省能源局和山东能源监管办报告。
山东省发展和改革委员会
山东省能源局
国家能源局山东监管办公室
2025年5月30日
- 山东省关于推进分布式光伏高质量发展的通知（鲁发改能源〔2023〕1029号）20231219
- 山东省关于印发《支持新型储能健康有序发展若干政策措施》的通知（鲁发改能源〔2023〕877号）20231109
- 山东省能源局关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知20200410
- 山东省能源局关于协调推进分布式新能源发电项目的通知（鲁能源新能字〔2020〕19号）20200206
- 山东省能源局关于做好2019年户用光伏项目信息公布和报送有关事项的通知（鲁能源新能字〔2019〕160号)20190620
- 鲁6月21日截止||山东省能源局关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知（鲁能源新能字〔2019〕151号 ）20190612
- 山东能源监管办印发《山东光伏电站并网运行管理实施细则》
- 山东能源监管办关于印发《山东光伏电站并网运行管理实施细则（试行）》的通知（鲁监能市场〔2019〕42号）20190321
- 关于印发山东省新能源产业发展规划（2018-2028年）的通知（鲁政字〔2018〕204号）20180917
山东省2020年风电、光伏项目
国网山东关于2020年拟申报竞价光伏项目意见的函20200605
- 2020年山东拟申报竞价的光伏共19个项目，项目规模为97.6万千瓦；
- 根据申报项目承诺，储能配置规模按项目装机规模20%考虑，储能时间2小时，可以与项目本体同步分期建设。
省能源局关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知20200410
- 平价上网：各市已实施的平价风电、光伏项目一并报送，4月20日前上报；
- 有补贴风电项目：已超”十三五”,不能安排集中及分散式风电；18年前项目推进今年并网；
- 海上风电：稳妥推进前期工作；
- 光伏户用：做好管理服务；
- 竞价光伏：已确认平价不能参与，按照《山东省2020年竞价方案实施》。
竞价光伏安排：
- 工商业分布式项目：由市级电网出具接入与消纳意见；
- 普通光伏电站：由各市级电网企业于5月20日前上报国网山东省电力公司，6月1日前，由国网山东省电力公司对具备条件的普通光伏电站逐一出具接入与消纳意见；
- 各市能源主管部门于6月5日前以正式文件将申报材料报省能源局；
- 省能源局将会同各市能源主管部门进行系统审核，于6月10日前完成信息填报工作。
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