1月4日，国家能源局南方监管局印发《南方区域新能源参与电力市场交易实施方案（试行）》的通知，其中提到，集中式新能源项目，原则上应具备接收并执行电力调度机构的有功功率控制指令和发电计划曲线条件，以报量报价、

报量不报价参与现货市场优化出清。不具备相应技术条件前，按不报量、不报价参与现货市场。

分布式新能源项目，经虚拟电厂运营商按同一节点聚合后成为可直接调度的发电类虚拟电厂，以报量报价或报量不报价参与现货市场。发电类虚拟电厂的技术条件、最小聚合资源规模、聚合形式由各省级主管部门根据《国家发展改革委 国家能源局关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357 号）明确。2026 年 6 月 30 日前，未经聚合的分布式新能源项目按所在省（区）发电侧实时市场同类项目加权平均价参与实时市场结算；2026 年 7 月 1 日起，未经聚合的分布式新能源项目按所在节点参与实时市场结算，增量分布式新能源项目自并网之日对应月份后的第二个月 1 日起按所在节点参与实时市场结算，过渡期间按所在省（区）发电侧实时市场同类项目加权平均价参与实时市场结算。具备条件的省（区）可缩短过渡时间，提前按所在节点参与实时市场结算。

加快实现新能源项目自愿参与日前市场。

1.分离前过渡模式

南方区域日前电能量市场与可靠性机组组合分离前：报量报价、报量不报价参与现货市场的新能源项目，按短期功率预测作为日前分时最大可发能力；未经聚合的新能源项目由调度机构预

测总曲线，与非市场化电源一起作为市场出清边界。

调度机构以日前分时出力上限和报价纳入日前市场出清计算，得到日前机组组合、日前发电计划以及日前市场出清电量、价格并按规定参与结算。

2.分离后自愿参与模式

南方区域日前电能量市场与可靠性机组组合分离后：报量报价、报量不报价的新能源项目（含发电类虚拟电厂），按月度通过交易平台选择是否参与日前市场；未聚合的分布式新能源项目不参与日前市场。为确保分离后市场平稳过渡，对于报量报价、报量不报价的新能源项目（含发电类虚拟电厂），2026年 6 月 30 日前，经电力市场运营机构通知确认后，仍未主动选择参与日前市场的，默认参与日前市场优化出清和交易结算；

2026 年 7 月 1 日起，未主动选择参与日前市场的，默认不参与日前市场出清和交易结算。

对于参与日前市场的新能源项目，需在 D-1 日申报“出力－价格”曲线；用户侧自主申报参与日前市场，积极探索用户侧报量报价参与日前电能量市场出清，日前市场出清结果仅作为三部制结算使用。

新能源项目机制电量之外的上网电量，自主决定是否参与中长期电能量市场，不对其中长期合同签约比例进行考核。

建立健全适应新能源发电特性的中长期交易机制。允许交易双方约定分时电量、电价、执行时间段，新能源企业与购电方在双边协商交易、挂牌交易时自行选择结算参考点，可约定在日前市场所在省（区）统一结算点或任一节点，也可约定在实时市场所在省（区）统一结算点或任一节点。新能源参与区域内跨省中长期市场化交易的，结算参考点可约定在送出省送出关口、受入省落地关口或送出省送出和受入省落地关口中间虚拟点等。

合理确定中长期交易申报电量上限。新能源项目中长期市场申报电量上限、合同持有量上限均不超过其发电空间×（1 －机制电量比例），发电空间由各省（区）政府主管部门结合本地实际确定。

结算方面，完善现货市场结算计算方式。现阶段，按照差量方式形成电能量市场结算依据；推动差量结算向差价结算方式过渡，更好适应电力市场发展。采用差量结算时，电力交易机构应同步与采用差价结算的结果进行对比分析，重点分析现货市场不平衡资金、新能源分摊分享费用影响等。

自愿参与日前市场的新能源项目，电能量电费为中长期（含绿电交易）合约电费、日前电能量电费与实时电能量电费之和。

中长期合约电费=∑[合约电量×（合约价格＋日前市场节点电价－中长期结算参考点现货电价）]

日前电能量电费=∑[（日前市场出清电量－∑合约电量）×日前市场节点电价]

实时电能量电费=∑[（实际上网电量－日前市场出清电量）×实时市场节点电价]

自愿不参与日前市场的新能源项目，不参与日前市场电量结算。

绿电交易电量对应的绿色电力证书和新能源项目机制电量，按国家有关规定进行结算与核发。

附通知：