山东省新能源可持续发展差价结算实施细则：风电/光伏分别按山东现货市场同类型集中式项目月度发电侧实时市场加权均价确定

山东省发改委发布关于印发《山东省新能源可持续发展差价结算实施细则》的通知。

单个存量项目机制电量比例上限，原则上与现行具有保障性质的相关电量规模政策相衔接。具体如下：

（一）2025年5月31日前投产的纳入国家扶贫目录的光伏扶贫项目（扶贫容量部分），机制电量比例为100%。

（二）2024年12月31日前投产的并网电压为220伏（380伏）自然人户用分布式光伏项目，机制电量比例为100%。

（三）2025年1月1日-5月31日投产的并网电压为220伏（380伏）自然人户用分布式光伏项目，机制电量比例为85%。

【存量项目】存量项目机制电价，按照我省燃煤基准电价（每千瓦时0.3949元，含增值税）执行。

【增量项目】增量项目机制电价，根据《山东省新能源机制电价竞价实施细则》及年度竞价通知等规定执行。

差价结算费用（以下简称“差价电费”）按月计算。计算公式为：

月度差价电费=（机制电价-结算参考价）×月度机制电量。

结算参考价，现阶段风电、光伏分别按照山东电力现货市场同类型集中式项目月度发电侧实时市场加权平均价格确定。

详情如下：

关于印发《山东省新能源可持续发展差价结算实施细则》的通知

(鲁发改价格〔2025〕871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、华润电力投资公司山东分公司、中国三峡集团山东分公司、山东核电有限公司，中广核新能源山东公司：

为推动新能源高质量发展，根据《关于印发的通知》（鲁发改价格〔2025〕576号）等文件规定，省发展改革委、山东能源监管办、省能源局研究制定了《山东省新能源可持续发展差价结算实施细则》，现印发给你们，请认真贯彻执行。

山东省新能源可持续发展差价结算实施细则.docx

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12月12日

山东省新能源可持续发展差价结算实施细则

第一章 总则

第一条【制定依据】根据《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案》（鲁发改价格〔2025〕576号）等文件规定，制定本实施细则。

第二条【差价结算】本实施细则差价结算，是指新能源参与电力市场交易后，在市场外建立支持新能源可持续发展的价格结算机制。纳入机制的电量，结算参考价低于或高于机制电价的部分，由国网山东省电力公司开展差价结算。

第三条【适用范围】本实施细则新能源，是指并入山东电网的风电、太阳能发电项目（以下统称“新能源项目”），其中2025年5月31日及以前投产（即全容量并网，下同）的为存量项目，2025年6月1日（含）起投产的为增量项目。

除符合分期（批）建设条件的项目外，2025年5月31日及以前分布式光伏项目实际并网容量小于备案容量，剩余容量后续不再建设的，认定为存量项目；如剩余容量后续建设，该项目整体认定为增量项目。

第四条【容量认定】2023年12月27日以前备案的光伏项目，若备案机关未作特殊说明(如备案容量使用光伏组件专属标识“MWp”)，备案容量按交流侧容量认定;若备案文件中装机规模的单位是“MWp”，备案容量按直流侧容量认定。2023年12月27日及以后备案的光伏项目，按照我省相关规定，备案容量为交流侧容量。

第二章 机制电量

第五条【存量项目】单个存量项目机制电量比例上限，原则上与现行具有保障性质的相关电量规模政策相衔接。具体如下：

（一）2025年5月31日前投产的纳入国家扶贫目录的光伏扶贫项目（扶贫容量部分），机制电量比例为100%。

（二）2024年12月31日前投产的并网电压为220伏（380伏）自然人户用分布式光伏项目，机制电量比例为100%。

（三）2025年1月1日-5月31日投产的并网电压为220伏（380伏）自然人户用分布式光伏项目，机制电量比例为85%。

（四）根据《关于有关事项的补充通知》（鲁发改能源函〔2024〕87号）规定，应按照集中式光伏实时市场加权平均电价结算的存量6兆瓦及以上工商业光伏发电项目，机制电量比例为0。

（五）根据《关于做好2025年电力市场平稳衔接过渡有关工作的通知》（鲁发改能源〔2025〕396号）规定，山东省新能源全量入市前，存量项目曾持有过渡期间或以后省内中长期合约的，机制电量比例为0。

（六）其他存量项目，机制电量比例为80%。

第六条【增量项目】单个增量项目机制电量比例上限，根据《山东省新能源机制电价竞价实施细则》及年度竞价通知等规定执行。

第七条【机制电量分解（全额上网项目）】全额上网新能源项目月度机制电量计算公式为：

月度机制电量=月度上网电量×月度机制电量比例-跨省跨区外送电量。若计算结果为负值，月度机制电量按0取值。

第八条【机制电量分解（余电上网项目）】余电上网的新能源项目月度机制电量计算公式为：

月度机制电量=月度发电量×月度机制电量比例-（月度发电量-月度上网电量）-跨省跨区外送电量。若计算结果为负值，月度机制电量按0取值。

第九条【增量项目年度机制电量】增量项目当年结算的机制电量达到竞价公布的年度机制电量规模时，当月超出部分及当年后续月份的电量不再执行机制电价；年底未达到年度机制电量规模时，缺额部分电量不再执行机制电价，且不进行跨年滚动。

第十条【增量项目非完整年度机制电量】增量项目发生机制电量比例、容量等变更或机制执行期限的首年、最后一年为非完整自然年度的，该年度机制电量规模按照变更前后或机制应执行月份占全年月份比例计算。

第十一条【跨省跨区交易电量】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规定执行。

第三章 机制电价

第十二条【存量项目】存量项目机制电价，按照我省燃煤基准电价（每千瓦时0.3949元，含增值税）执行。

第十三条【增量项目】增量项目机制电价，根据《山东省新能源机制电价竞价实施细则》及年度竞价通知等规定执行。

第十四条【电价与补贴】机制电价执行“价、补分离”原则，不包含可再生能源电价附加补贴及省、市、县各级政府补贴。享有可再生能源电价附加补贴的新能源项目，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。

第四章 差价电费结算

第十五条【差价电费】差价结算费用（以下简称“差价电费”）按月计算。计算公式为：

月度差价电费=（机制电价-结算参考价）×月度机制电量。

第十六条【结算参考价】结算参考价，现阶段风电、光伏分别按照山东电力现货市场同类型集中式项目月度发电侧实时市场加权平均价格确定。

月度发电侧实时市场加权平均价格，按照当月各时段实时市场节点电价与同类型集中式项目对应时段实际上网电量（不含跨省跨区外送电量）加权平均计算确定。

第十七条【结算参考价类型】结算参考价类型，分为风力发电、光伏发电两类。

第十八条【结算参考价公开】新能源结算参考价，以及同口径5%电量（最高、最低）对应的均价应作为公众信息，由山东电力交易中心每月通过电力交易平台向社会发布。国网山东省电力公司应同步通过“网上国网”、营业厅等线上线下等渠道向社会公布。

第十九条【结算流程】山东电力交易中心应每月将结算参考价推送至国网山东省电力公司。国网山东省电力公司同步计算市场化电费与差价电费，并纳入新能源电费账单。

第二十条【结算明细】国网山东省电力公司应在新能源电费账单中，详细列明当月应结算的机制电量、机制电价、结算参考价及差价电费金额，并按照规定开展电费收付。

第二十一条【分摊（分享）方式】新能源差价电费纳入系统运行费，由全体工商业用户分摊（或分享），在用户电费账单“系统运行费”科目下单独列示（科目名称为“新能源可持续发展价格结算机制差价结算费用”），且执行分时电价政策。

第二十二条【电费退补】原则上，市场出清价格、分时电量等结算基础数据调整后，结算参考价不再调整。新能源项目上网电量发生变化时，除新能源项目机制已执行到期、自愿退出机制、已办结销户或差错年度实际无剩余机制电量等情况外，电网企业应清算差错月份或差错影响月份差价电费，原则上差错调整追溯期不超过12个月。

第二十三条【机制电量绿证收益】新能源项目纳入机制的电量，不重复获得绿证收益。

第二十四条【绿电交易绿证收益】绿电交易电量绿证收益按照绿电结算电量与绿证价格计算，其中绿电结算电量按照当月绿电合同电量、发电项目上网电量（不含机制电量、跨省跨区外送电量）、用户结算电量三者取小的原则确定。

第二十五条【购售电合同】项目已完成购售电合同签订的，暂不重签，差价结算等相关事项按照有关规定执行。自本细则执行之日起，电网企业与电力用户新签订的购售电合同，应包含差价结算相关条款。

第五章 执行期限

第二十六条【存量项目执行期限】存量项目机制执行期限按项目全生命周期合理利用小时数剩余小时数与投产满20年较早者确定。存量海上风电、陆上风电、光伏发电全生命周期合理利用小时数分别为52000小时、36000小时、22000小时。国家确定的光伏领跑者基地项目和2019年、2020年竞价光伏项目，在以上小时数基础上增加10%。

享受国家可再生能源电价附加补贴的项目，原则上机制执行到期时间与补贴到期时间相同。可再生能源上网电价或电价附加补贴全生命周期执行到期的项目，不再纳入机制执行范围。

第二十七条【存量项目全生命周期合理利用小时数】存量全额上网项目已执行机制的全生命周期合理利用小时数，等于累计上网电量除以项目容量；存量余电上网项目，等于累计发电量除以项目容量。项目容量按核准(备案)时确定的容量为准。如项目实际并网容量小于核准(备案)容量，以实际并网容量为准。

第二十八条【存量风电场改造原容量部分】机制执行未到期的存量风电场，改造升级后原并网容量部分机制电量比例、机制电价、执行期限原则上与改造前保持一致。改造升级工期计入原并网容量部分的机制电价执行期限。

风电场完成改造升级后，原并网容量部分机制执行到期后，不再纳入机制执行范围。

第二十九条【存量风电场改造增容部分】存量风电场改造升级项目超过原并网容量的增容部分（应在核准文件中单独列出），可参照增量项目相关规定参与机制电价竞价。

第三十条【存量光伏改造升级项目】存量光伏改造升级项目机制电量、机制电价、执行期限待国家明确相关政策后，另行确定。

第三十一条【增量项目执行期限】增量项目机制执行期限，由省发展改革委会同省能源局在每年竞价通知中发布。

第三十二条【增量项目机制电价起始时间】增量项目机制电价自项目申报投产时间次月1日开始执行，最早不早于竞价年度1月1日或竞价结果公布次月1日。竞价项目机制电价起始时间按照竞价结果通知规定执行。

第三十三条【增量项目未按期投产考核】新能源项目全容量并网时间晚于机制电价执行起始时间，延迟时间不超过6个月时（含6个月，按自然月计算），该项目机制电价执行起始时间至实际投产日期当月月底前覆盖的机制电量自动失效，机制电价执行起始日期不变。项目全容量并网时间较机制电价执行起始时间延迟超过6个月时（按自然月计算），该项目当次竞价结果作废，并取消未来三个年度的竞价资格。

第三十四条【增量项目未满足“四可”考核】投产时未满足“四可”（可观、可测、可调、可控）条件的分布式项目，在满足“四可”条件当月月底前覆盖的机制电量自动失效，机制电价执行起始日期不变。

第六章 项目变更

第三十五条【变更类型】新能源机制电量变更类型，包括自愿调减机制电量和自愿退出机制。新能源项目变更类型包括减少装机容量（以下简称“减容”）、增加装机容量（以下简称“增容”）、过户、更名、上网模式变更。

第三十六条【机制电量调减】新能源项目在机制执行期限内，可自愿申请减少机制电量比例，原则上每月仅申请调减1次，每次调减比例不低于10%的整数倍（可逐步调减至0）。减少的机制电量，不再纳入机制执行范围。

第三十七条【调减流程】新能源项目在机制执行期限内申请调减机制电量比例或退出机制的，需向国网山东省电力公司提交申请，并重新签订购售电合同。业务办结后次月1日起执行调减后机制电量比例，并根据本细则第十条规定调整年度机制电量规模。

第三十八条【项目减容】新能源项目在机制执行期限内减容，应先在行政审批部门办理项目核准（备案）容量变更，再与国网山东省电力公司重新签订购售电合同和并网调度协议。存量项目办理减容的，减容前后机制电量比例、机制电价、执行期限不变，自减容次月1日起，按减容后装机容量计算全生命周期机制电量。增量项目办理减容的，减容前后机制电量比例、机制电价、执行期限不变，自减容次月1日起同比例减少年度机制电量规模。

第三十九条【项目增容】新能源项目增容的，增容部分要单独核准（备案）或在核准（备案）文件中单独列出，具备独立计量、独立控制、独立预测条件。满足竞价资质条件要求的，作为单独的增量项目参与机制电价竞价。增容部分计量条件应符合国家有关规定。

第四十条【项目过户、更名】新能源项目在机制执行期限内过户、更名，应向国网山东省电力公司提出申请，重新签订购售电合同和并网调度协议。存量新能源项目由“自然人户用分布式光伏”变更为“非自然人户用分布式光伏”的，机制电量比例自变更次月1日起按照第五条非自然人户用项目规定执行。其余情况新能源项目机制电量、机制电价、执行期限不变。

第四十一条【上网模式变更】新能源项目在机制执行期限内变更上网模式（仅可变更一次），应向国网山东省电力公司提出申请，重新签订购售电合同。上网模式变更后项目按照增量项目管理，符合竞价资质条件的，可参与机制电价竞价。机制电价执行起始时间自变更前项目投产之日起算，变更前项目投产之日至竞价入选前覆盖的机制电量自动失效。

第四十二条【项目销户】新能源项目向国网山东省电力公司提出销户申请，办结后视为自愿退出机制。

第四十三条【项目变更清算】新能源项目发生机制电量比例、容量、上网模式变更的，原则上不再清算变更前已结算差价电费。

第七章 附则

第四十四条【执行单位】国网山东省电力公司根据本实施细则，具体负责差价电费结算工作。

第四十五条【执行时间】本实施细则自2026年1月1日起施行。