根據文件，2023年市場交易規模約4000億千瓦時，鼓勵能源場站高比例參與電力市場，推動開展綠色電力交易和綠證交易，充分體現新能源環境屬性價值；按照“誰受益、誰承擔”的原則，有序推動分布式新能源參與市場費用分攤；支持新能源與配建儲能聯合體參與電力市場。推動地方燃煤電廠、生物質發電實施分時計量改造，具備條件后自主申報參與電力市場。燃煤發電機組、新能源、獨立服務提供者等按照山東省電力市場交易規則參與電力市場交易。
新能源場站市場化交易部分不計入全生命周期保障收購小時數，簽訂市場交易合同的新能源場站在電網調峰困難時段優先消納。參與中長期交易的集中式新能源場站(不含扶貧光伏)全電量或50%電量參與市場;未參與中長期交易的集中式新能源場站(不含扶貧光伏)，10%的預計當期電量參與現貨市場。集中式新能源場站自某月起參與中長期交易后，年內不得退出。對由于報價原因未中標電量不納入新能源棄電量統計。
需要強調的是，文件要求調整完善電網企業代理購電用戶電價結構，其輸配電價執行與直接交易用戶相同的電價政策，不再執行峰谷分時電價。
事實上，早在今年6月山東就印發《關于2022年山東省電力現貨市場結算試運行工作有關事項的補充通知（征求意見稿）》，擬按照“誰受益、誰承擔”的公平原則，逐步將分布式新能源納入市場主體范圍，與集中式新能源場站同等參與市場偏差費用分攤。在經過山東省分布式新能源發電企業、相關行業組織等一度通過不同渠道反饋了相應訴求后，正式文件最終取消了這一條款。但從本次征求意見來看，山東分布式光伏仍需參與電力市場化交易市場費用分攤。
