1、新能源项目存量与增量划分原则

存量项目：指2025年5月31日前全容量并网的新能源项目

增量项目：指2025年6月1日及以后全容量并网的新能源项目。

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。

2、过渡期新能源参与市场方式

（一）集中式项目。

以可再生能源上网电价或电价附加补贴全生命周期是否到期划分，

未到期存量项目（含配建储能）：按照现行电力市场规则规定执行；

到期的存量项目，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。

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。

以可再生能源上网电价或电价附加补贴全生命周期是否到期划分，

未到期存量项目：按照现行电力市场规则及相关政策文件执行。

到期的存量项目：应全电量参与市场交易。

增量项目、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。

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、电价计算与电费结算方式

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。

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。