1、內蒙古

12月20日，內蒙古自治區(qū)能源局發(fā)布蒙東、蒙西2025年電力市場交易事宜。

其中，《2025年內蒙古電力多邊交易市場中長期交易有關事宜的通知》在“保量保價”優(yōu)先發(fā)電計劃安排中，初步安排常規(guī)光伏“保量保價”優(yōu)先發(fā)電計劃電量20億千瓦時（折算利用小時數(shù)320小時），領跑者項目27億千瓦時（折算利用小時數(shù)1500小時），由電網企業(yè)按照蒙西地區(qū)燃煤基準價收購；低價項目1500小時以內電量按照競價價格執(zhí)行；除上述電量外光伏發(fā)電項目所發(fā)電量均參與電力市場。

符合電力市場入市條件的蒙西電網現(xiàn)役燃煤機組、風電(暫不含分散式風電)及光伏發(fā)電(暫不含分布式光伏和扶貧光伏)項目，可按要求直接參與市場?！吨泄仓醒雵鴦赵宏P于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發(fā)(2015〕9號)印發(fā)前投產的不享受可再生能源補貼新能源項目可暫不參與市場。

蒙東電網區(qū)內電力市場，在新能源“保量保價”小時數(shù)上看，初步安排帶補貼光伏“保量保價”優(yōu)先發(fā)電計劃小時數(shù)635小時。分布式新能源暫按照全額“保量保價”安排，待國家或者自治區(qū)政府明確參與市場要求和機制后適時調整。各類型帶補貼新能源除“保量保價”優(yōu)先發(fā)電小時數(shù)以外，剩余所有發(fā)電量均參與電力市場。超出國家規(guī)定的補貼年限或已達全生命周期合理利用小時數(shù)，以及超期服役辦理延壽手續(xù)的新能源項目，按照平價新能源類型參與市場。

2、山東

12月17日，山東省人民政府印發(fā)《關于健全完善新能源消納體系機制促進能源高質量發(fā)展的若干措施》的通知，要求2025—2026年新增集中式、分布式光伏項目自主選擇全電量或15%發(fā)電量參與電力市場。

根據(jù)文件，2025年到2026年，新增風電項目（含分散式風電，下同）可自主選擇全電量或30%發(fā)電量參與電力市場，新增光伏發(fā)電項目（含分布式光伏，下同）可自主選擇全電量或15%發(fā)電量參與電力市場，實施過程中根據(jù)國家政策要求變化優(yōu)化調整，2030年則全面入市。

在山東能源局發(fā)布《關于做好2025年全省電力市場交易有關工作的通知》中，文件指出，分類、有序推動新能源場站參與市場，2025年新增風電、光伏發(fā)電量參與現(xiàn)貨市場比例按國家、省有關政策執(zhí)行；2024年底前已經完成競爭性配置、列入省級年度建設計劃的風電和集中式光伏發(fā)電項目，以及并網投產的分布式光伏項目暫按現(xiàn)行規(guī)定執(zhí)行，后期國家另有規(guī)定的按國家規(guī)定執(zhí)行。

3、黑龍江

12月19日，黑龍江發(fā)改委印發(fā)《關于做好黑龍江省2025年電力市場交易的通知》。

2025年，除居民、農業(yè)等保障性電量外均可進入市場，不控制省內電力市場交易總體規(guī)模。同時，平價風電、光伏發(fā)電保障小時數(shù)暫分別按700小時、450小時確定，剩余電量全部進入市場交易，其他風電、光伏發(fā)電全部進入市場交易。

相比于此前交易規(guī)則來說，風、光保障小時大幅下降。從平價的風電、光伏發(fā)電保障性小時數(shù)看，2022年（含低價）和2024年均要求按1950小時、1300小時確定。從剩余電量看，2022年的其他風電、光伏保障性發(fā)電量分別按400小時和250小時確定，2024年剩余電量則全部進入市場交易。

4、陜西

12月11日，陜西發(fā)改委發(fā)布《關于2025年電力市場化交易有關事項的通知》。

《通知》指出，大力支持可再生能源、新型主體發(fā)展。擴大風電、光伏及豐水期富余水電交易電量規(guī)模，完善適應可再生能源參與的市場交易機制，鼓勵發(fā)電企業(yè)與用戶簽訂多年期合同。鼓勵新型主體參與現(xiàn)貨市場，適當拉大峰谷分時價差，為新型儲能、虛擬電廠、電動汽車充電設施等新型主體發(fā)展創(chuàng)造條件，助力新型電力系統(tǒng)建設。

納入規(guī)劃的集中式風電企業(yè)、集中式光伏發(fā)電企業(yè)及統(tǒng)調水電企業(yè)上網電量，除保障居民、農業(yè)用電及線損電量等對應的優(yōu)先發(fā)電合同電量外，全部參與市場交易。光伏扶貧項目、光伏領跑者項目等按有關政策可暫不入市。

鼓勵分布式新能源（含分布式光伏、分散式風電，下同）上網電量自愿參與電力市場交易，擴大綠色電力供給。省調調管的分布式新能源可直接參與批發(fā)市場交易，其他分布式新能源原則上主要以聚合方式參與交易。

據(jù)了解，2024年陜西風電、光伏的優(yōu)先發(fā)電小時數(shù)約為520小時、350小時。

5、寧夏

12月10日，寧夏回族自治區(qū)發(fā)展改革委發(fā)布《關于核定2025年寧夏優(yōu)先發(fā)電優(yōu)先購電計劃的通知》，其中普通光伏優(yōu)先發(fā)電量僅26.72億千瓦時。

根據(jù)文件，2025年全區(qū)合計優(yōu)先用電量約135億千瓦時，其中風光合計60.72億千瓦時，而光伏優(yōu)先發(fā)電計劃則26.72億千瓦時。扶貧光伏電站、分布式光伏項目15億千瓦時，分散式風電7億千瓦時，優(yōu)先發(fā)電計劃以外電量全部進入市場。

需要指出的是，2023年寧夏光伏發(fā)電量總計232億千瓦時，疊加2024年增量來看，預計2025年地面光伏電站實際優(yōu)先購電量僅占全年發(fā)電量的10%左右，將有90%的光伏發(fā)電量或需進入市場化交易。

根據(jù)相關測算，2025年寧夏普通的風電優(yōu)先發(fā)電小時數(shù)為233.8小時，普通光伏項目優(yōu)先發(fā)電小時數(shù)為155.8小時。

6、遼寧

12月9日，遼寧發(fā)改委發(fā)布《遼寧省2025年電力市場交易工作方案》。文件表示，發(fā)電企業(yè)除水電、生物質、非燃煤火電機組(不含撫順新鋼10萬千瓦機組)、分布式新能源(不含按集中式管理的分散式風電和分布式光伏)、結算電價(不含財政補貼)高于燃煤發(fā)電基準價的風電機組、發(fā)電量已全部作為保障性優(yōu)先發(fā)電量的10千伏接網新能源機組外，其他發(fā)電機組上網電量原則上均參與市場交易，根據(jù)市場發(fā)展調整參與范圍。

7、湖北

12月6日，湖北省能源局發(fā)布《湖北省2025年電力中長期交易實施方案》。

方案指出，參與電力中長期直接交易的新能源發(fā)電企業(yè)：接入公用電網的集中式新能源場站。其中110 千伏及以上新能源場站須直接參與中長期及現(xiàn)貨交易；110千伏以下新能源場站可直接參與市場交易或作為價格接受者，直接參與中長期交易后須報量報價參與電力現(xiàn)貨交易，未直接參與交易的作為價格接受者，執(zhí)行當月無保量保價電量比例的風電（光伏）市場化結算均價。分布式新能源按國家有關政策執(zhí)行。

在電力用戶側，原則上用電電壓等級10千伏及以上工商業(yè)用戶直接參與市場交易，鼓勵10千伏以下工商業(yè)用戶參與市場交易，暫無法直接參與市場交易的可由電網企業(yè)代理購電。

8、江蘇

12月4日，江蘇發(fā)改委、江蘇能源監(jiān)管辦發(fā)布《關于開展2025年電力市場交易工作的通知》，就明年全省電力市場交易部署給出有關要求。

根據(jù)文件，優(yōu)先組織未納入國家可再生能源電價附加補助政策范圍內的集中式風電和光伏發(fā)電企業(yè)參與綠電交易；分布式光伏、分散式風電成功核發(fā)綠證后可直接參與交易，或由聚合商參與綠電交易。

需要強調的是，集中式光伏、風電項目若不參加綠電交易，則全年保量保價收購小時數(shù)僅分別為400、800小時，每月上網電量扣除保量保價部分外，其余電量為保量競價部分。

考慮到風、光發(fā)電預測的不確定性，保量保價與保量競價部分月申報電量不應超過2024年當月上網電量的90%。

對比2023年、2024年江蘇省電力交易要求來看，集中式光伏要求的參與綠電交易電量為不超過900小時，2025年最新政策則要求非補貼光伏全部參與綠電交易，保量報價收購小時數(shù)為400小時。

9、浙江

11月29日，浙江省發(fā)展改革委浙江能源監(jiān)管辦省能源局發(fā)布關于印發(fā)《2025年浙江省電力市場化交易方案》的通知。

通知指出，2025年電力市場化交易規(guī)模根據(jù)全省工商業(yè)用戶年度總用電量確定。其中，原則上中長期交易電量占比不低于90%，其余電量通過現(xiàn)貨市場交易。

省內統(tǒng)調風電、光伏發(fā)電企業(yè)自愿參與中長期市場綠電交易，10%電量通過現(xiàn)貨市場交易，90%電量（暫定）分配政府授權合約，執(zhí)行政府定價。

非統(tǒng)調風電、光伏發(fā)電企業(yè)自愿參與中長期市場綠電交易，其中分布式以聚合方式參與。

10、新疆

11月15日，新疆發(fā)改委發(fā)布《關于2025年新疆電網優(yōu)先購電優(yōu)先發(fā)電計劃的通知》。

在2025年優(yōu)先發(fā)電計劃中，風電機組安排電量248.82億千瓦時，太陽能發(fā)電機組安排電量181.85億千瓦時。

其中：扶貧光伏、分布式光伏項目實行全額保障收購，計劃電量2.93億千瓦時；國家示范光熱項目優(yōu)先小時數(shù)按照批復小時數(shù)保障收購，計劃電量1.98億千瓦時；特許權光伏項目優(yōu)先小時數(shù)執(zhí)行特許權協(xié)議確定的年利用小時數(shù)，計劃電量0.93億千瓦時；其他光伏項目保量保價優(yōu)先小時數(shù)500小時，計劃電量176.01億千瓦時。

11、廣東

11月21日，廣東省能源局、國家能源局南方監(jiān)管局印發(fā)關于2025 年電力市場交易有關事項的通知。

通知表示，2025 年廣東電力市場規(guī)模約為 6500 億千瓦時，包括直接參與市場交易電量和電網企業(yè)代理購電電量。

在市場準入條件中，通知表示：

220kV及以上電壓等級的中調調管風電場站、光伏電站全部作為市場交易電源，參與中長期、現(xiàn)貨和綠電交易，原則上按實際上網電量的70%安排基數(shù)電量；

有序推動滿足技術條件（具備接收并執(zhí)行電力調度機構的有功功率控制指令和發(fā)電計劃曲線等）的110kV 電壓等級集中式風電場站、光伏電站參與現(xiàn)貨，原則上按實際上網電量的90%安排基數(shù)電量；

要加快技術改造，2025年底前實現(xiàn)全部 110kV 電壓等級的集中式風電場站、光伏電站參與市場交易。對于2025 年 1 月 1 日起新增并網的 110kV及以上電壓等級集中式光伏，原則上按實際上網電量的50%安排基數(shù)電量。

12、河北省

（1）冀南電網

12月16日，河北省發(fā)改委印發(fā)《河北南部電網2025年電力中長期交易工作方案》的通知，其中，省內直調光伏入市比例要求為60%，風電入市比例則為30%。

根據(jù)文件，河北南部電網省調直調光伏（不含扶貧容量部分，下同）、風力發(fā)電場站自全部容量取得或者豁免電力業(yè)務許可證（發(fā)電類）后次月起，按照上網電量一定比例參與市場化交易（不含外送交易）。其中，省調直調光伏省內市場化電量比例暫定為60%，風力發(fā)電場站省內市場化電量比例暫定為30%。

對比冀南電網2024年交易要求來看，“光伏冬季（1-2月、12月）、夏季（6-8月）入市比例暫定為40%，春季（3-5月）、秋季（9-11月）入市比例暫定為60%”，省調直調光伏入市比例從40%~60%統(tǒng)一增加到了60%。

此外，2025年10千伏及以上工商業(yè)分布式光伏分階段參與市場，其中，1月1日開始，首次并網的增量分布式光伏參與市場，7月1日開始，存量分布式光伏參與市場；上網電量入市比例暫定為20%。

（2）冀北電網

12月11日，河北省發(fā)展和改革委員會關于印發(fā)《冀北電網2025年電力中長期交易工作方案》的通知。

文件要求，已接入冀北電網運行、取得電力業(yè)務許可證(發(fā)電類)的新能源發(fā)電企業(yè)，可自愿向冀北電力交易中心提交入市申請，冀北電力交易中心將其納入市場交易范圍。納入國家可再生能源補貼的新能源項目，參與綠電交易前需提交自愿放棄補貼說明，其綠電交易結算電量不再享受補貼。張家口地區(qū)風電企業(yè)超出保障收購小時數(shù)的電量，參與張家口四方協(xié)作機制電采暖交易。

12月3日，河北省發(fā)展和改革委員會發(fā)布關于印發(fā)冀北電網分布式光伏參與電力市場工作方案的通知，為服務分布式光伏健康發(fā)展，健全配套政策與市場機制，按照“試點先行、分批推進、全面入市”的原則分階段推動分布式光伏參與市場。

第一階段組織開展短期試點，理順市場機制與工作流程，結合試點情況優(yōu)化完善政策規(guī)則和市場機制，適時調整交易組織頻次。試點期間，接入10千伏及以上電壓等級的分布式光伏，暫按上網電量的20%參與綠電市場，鼓勵采用聚合方式參與交易。

第二階段結合分時正式結算、現(xiàn)貨市場建設進展，分批次推動各類分布式光伏主體進入市場，發(fā)揮電力市場對能源清潔低碳轉型的支撐作用。

在分布式光伏入市方式上，有關經營主體主要分為分布式光伏主體、聚合商兩類。分布式光伏主體按自愿原則選擇直接參與交易，或由聚合商代理參與交易。

分布式光伏上網電量的20%為市場化上網電量，剩余部分為優(yōu)先發(fā)電電量。聚合商與分布式光伏按照“聚合交易、分別結算”的原則開展，所聚合的分布式光伏上網、下網電量單獨計量、單獨結算，不得進行沖抵。聚合商市場化偏差電量分時結算，各時段超發(fā)、少發(fā)電量結算價格取當月綠電市場交易均價，試點期間暫不設置發(fā)電側超發(fā)、欠發(fā)系數(shù)。分布式光伏按照與聚合商簽訂的代理合同結算。其他與冀北電網2025年中長期市場發(fā)電側結算有關要求保持一致。