1、内蒙古

12月20日，内蒙古自治区能源局发布蒙东、蒙西2025年电力市场交易事宜。

其中，《2025年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜的通知》在“保量保价”优先发电计划安排中，初步安排常规光伏“保量保价”优先发电计划电量20亿千瓦时（折算利用小时数320小时），领跑者项目27亿千瓦时（折算利用小时数1500小时），由电网企业按照蒙西地区燃煤基准价收购；低价项目1500小时以内电量按照竞价价格执行；除上述电量外光伏发电项目所发电量均参与电力市场。

符合电力市场入市条件的蒙西电网现役燃煤机组、风电(暂不含分散式风电)及光伏发电(暂不含分布式光伏和扶贫光伏)项目，可按要求直接参与市场。《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发(2015〕9号)印发前投产的不享受可再生能源补贴新能源项目可暂不参与市场。

蒙东电网区内电力市场，在新能源“保量保价”小时数上看，初步安排带补贴光伏“保量保价”优先发电计划小时数635小时。分布式新能源暂按照全额“保量保价”安排，待国家或者自治区政府明确参与市场要求和机制后适时调整。各类型带补贴新能源除“保量保价”优先发电小时数以外，剩余所有发电量均参与电力市场。超出国家规定的补贴年限或已达全生命周期合理利用小时数，以及超期服役办理延寿手续的新能源项目，按照平价新能源类型参与市场。

2、山东

12月17日，山东省人民政府印发《关于健全完善新能源消纳体系机制促进能源高质量发展的若干措施》的通知，要求2025—2026年新增集中式、分布式光伏项目自主选择全电量或15%发电量参与电力市场。

根据文件，2025年到2026年，新增风电项目（含分散式风电，下同）可自主选择全电量或30%发电量参与电力市场，新增光伏发电项目（含分布式光伏，下同）可自主选择全电量或15%发电量参与电力市场，实施过程中根据国家政策要求变化优化调整，2030年则全面入市。

在山东能源局发布《关于做好2025年全省电力市场交易有关工作的通知》中，文件指出，分类、有序推动新能源场站参与市场，2025年新增风电、光伏发电量参与现货市场比例按国家、省有关政策执行；2024年底前已经完成竞争性配置、列入省级年度建设计划的风电和集中式光伏发电项目，以及并网投产的分布式光伏项目暂按现行规定执行，后期国家另有规定的按国家规定执行。

3、黑龙江

12月19日，黑龙江发改委印发《关于做好黑龙江省2025年电力市场交易的通知》。

2025年，除居民、农业等保障性电量外均可进入市场，不控制省内电力市场交易总体规模。同时，平价风电、光伏发电保障小时数暂分别按700小时、450小时确定，剩余电量全部进入市场交易，其他风电、光伏发电全部进入市场交易。

相比于此前交易规则来说，风、光保障小时大幅下降。从平价的风电、光伏发电保障性小时数看，2022年（含低价）和2024年均要求按1950小时、1300小时确定。从剩余电量看，2022年的其他风电、光伏保障性发电量分别按400小时和250小时确定，2024年剩余电量则全部进入市场交易。

4、陕西

12月11日，陕西发改委发布《关于2025年电力市场化交易有关事项的通知》。

《通知》指出，大力支持可再生能源、新型主体发展。扩大风电、光伏及丰水期富余水电交易电量规模，完善适应可再生能源参与的市场交易机制，鼓励发电企业与用户签订多年期合同。鼓励新型主体参与现货市场，适当拉大峰谷分时价差，为新型储能、虚拟电厂、电动汽车充电设施等新型主体发展创造条件，助力新型电力系统建设。

纳入规划的集中式风电企业、集中式光伏发电企业及统调水电企业上网电量，除保障居民、农业用电及线损电量等对应的优先发电合同电量外，全部参与市场交易。光伏扶贫项目、光伏领跑者项目等按有关政策可暂不入市。

鼓励分布式新能源（含分布式光伏、分散式风电，下同）上网电量自愿参与电力市场交易，扩大绿色电力供给。省调调管的分布式新能源可直接参与批发市场交易，其他分布式新能源原则上主要以聚合方式参与交易。

据了解，2024年陕西风电、光伏的优先发电小时数约为520小时、350小时。

5、宁夏

12月10日，宁夏回族自治区发展改革委发布《关于核定2025年宁夏优先发电优先购电计划的通知》，其中普通光伏优先发电量仅26.72亿千瓦时。

根据文件，2025年全区合计优先用电量约135亿千瓦时，其中风光合计60.72亿千瓦时，而光伏优先发电计划则26.72亿千瓦时。扶贫光伏电站、分布式光伏项目15亿千瓦时，分散式风电7亿千瓦时，优先发电计划以外电量全部进入市场。

需要指出的是，2023年宁夏光伏发电量总计232亿千瓦时，叠加2024年增量来看，预计2025年地面光伏电站实际优先购电量仅占全年发电量的10%左右，将有90%的光伏发电量或需进入市场化交易。

根据相关测算，2025年宁夏普通的风电优先发电小时数为233.8小时，普通光伏项目优先发电小时数为155.8小时。

6、辽宁

12月9日，辽宁发改委发布《辽宁省2025年电力市场交易工作方案》。文件表示，发电企业除水电、生物质、非燃煤火电机组(不含抚顺新钢10万千瓦机组)、分布式新能源(不含按集中式管理的分散式风电和分布式光伏)、结算电价(不含财政补贴)高于燃煤发电基准价的风电机组、发电量已全部作为保障性优先发电量的10千伏接网新能源机组外，其他发电机组上网电量原则上均参与市场交易，根据市场发展调整参与范围。

7、湖北

12月6日，湖北省能源局发布《湖北省2025年电力中长期交易实施方案》。

方案指出，参与电力中长期直接交易的新能源发电企业：接入公用电网的集中式新能源场站。其中110 千伏及以上新能源场站须直接参与中长期及现货交易；110千伏以下新能源场站可直接参与市场交易或作为价格接受者，直接参与中长期交易后须报量报价参与电力现货交易，未直接参与交易的作为价格接受者，执行当月无保量保价电量比例的风电（光伏）市场化结算均价。分布式新能源按国家有关政策执行。

在电力用户侧，原则上用电电压等级10千伏及以上工商业用户直接参与市场交易，鼓励10千伏以下工商业用户参与市场交易，暂无法直接参与市场交易的可由电网企业代理购电。

8、江苏

12月4日，江苏发改委、江苏能源监管办发布《关于开展2025年电力市场交易工作的通知》，就明年全省电力市场交易部署给出有关要求。

根据文件，优先组织未纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内的集中式风电和光伏发电企业参与绿电交易；分布式光伏、分散式风电成功核发绿证后可直接参与交易，或由聚合商参与绿电交易。

需要强调的是，集中式光伏、风电项目若不参加绿电交易，则全年保量保价收购小时数仅分别为400、800小时，每月上网电量扣除保量保价部分外，其余电量为保量竞价部分。

考虑到风、光发电预测的不确定性，保量保价与保量竞价部分月申报电量不应超过2024年当月上网电量的90%。

对比2023年、2024年江苏省电力交易要求来看，集中式光伏要求的参与绿电交易电量为不超过900小时，2025年最新政策则要求非补贴光伏全部参与绿电交易，保量报价收购小时数为400小时。

9、浙江

11月29日，浙江省发展改革委浙江能源监管办省能源局发布关于印发《2025年浙江省电力市场化交易方案》的通知。

通知指出，2025年电力市场化交易规模根据全省工商业用户年度总用电量确定。其中，原则上中长期交易电量占比不低于90%，其余电量通过现货市场交易。

省内统调风电、光伏发电企业自愿参与中长期市场绿电交易，10%电量通过现货市场交易，90%电量（暂定）分配政府授权合约，执行政府定价。

非统调风电、光伏发电企业自愿参与中长期市场绿电交易，其中分布式以聚合方式参与。

10、新疆

11月15日，新疆发改委发布《关于2025年新疆电网优先购电优先发电计划的通知》。

在2025年优先发电计划中，风电机组安排电量248.82亿千瓦时，太阳能发电机组安排电量181.85亿千瓦时。

其中：扶贫光伏、分布式光伏项目实行全额保障收购，计划电量2.93亿千瓦时；国家示范光热项目优先小时数按照批复小时数保障收购，计划电量1.98亿千瓦时；特许权光伏项目优先小时数执行特许权协议确定的年利用小时数，计划电量0.93亿千瓦时；其他光伏项目保量保价优先小时数500小时，计划电量176.01亿千瓦时。

11、广东

11月21日，广东省能源局、国家能源局南方监管局印发关于2025 年电力市场交易有关事项的通知。

通知表示，2025 年广东电力市场规模约为 6500 亿千瓦时，包括直接参与市场交易电量和电网企业代理购电电量。

在市场准入条件中，通知表示：

220kV及以上电压等级的中调调管风电场站、光伏电站全部作为市场交易电源，参与中长期、现货和绿电交易，原则上按实际上网电量的70%安排基数电量；

有序推动满足技术条件（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等）的110kV 电压等级集中式风电场站、光伏电站参与现货，原则上按实际上网电量的90%安排基数电量；

要加快技术改造，2025年底前实现全部 110kV 电压等级的集中式风电场站、光伏电站参与市场交易。对于2025 年 1 月 1 日起新增并网的 110kV及以上电压等级集中式光伏，原则上按实际上网电量的50%安排基数电量。

12、河北省

（1）冀南电网

12月16日，河北省发改委印发《河北南部电网2025年电力中长期交易工作方案》的通知，其中，省内直调光伏入市比例要求为60%，风电入市比例则为30%。

根据文件，河北南部电网省调直调光伏（不含扶贫容量部分，下同）、风力发电场站自全部容量取得或者豁免电力业务许可证（发电类）后次月起，按照上网电量一定比例参与市场化交易（不含外送交易）。其中，省调直调光伏省内市场化电量比例暂定为60%，风力发电场站省内市场化电量比例暂定为30%。

对比冀南电网2024年交易要求来看，“光伏冬季（1-2月、12月）、夏季（6-8月）入市比例暂定为40%，春季（3-5月）、秋季（9-11月）入市比例暂定为60%”，省调直调光伏入市比例从40%~60%统一增加到了60%。

此外，2025年10千伏及以上工商业分布式光伏分阶段参与市场，其中，1月1日开始，首次并网的增量分布式光伏参与市场，7月1日开始，存量分布式光伏参与市场；上网电量入市比例暂定为20%。

（2）冀北电网

12月11日，河北省发展和改革委员会关于印发《冀北电网2025年电力中长期交易工作方案》的通知。

文件要求，已接入冀北电网运行、取得电力业务许可证(发电类)的新能源发电企业，可自愿向冀北电力交易中心提交入市申请，冀北电力交易中心将其纳入市场交易范围。纳入国家可再生能源补贴的新能源项目，参与绿电交易前需提交自愿放弃补贴说明，其绿电交易结算电量不再享受补贴。张家口地区风电企业超出保障收购小时数的电量，参与张家口四方协作机制电采暖交易。

12月3日，河北省发展和改革委员会发布关于印发冀北电网分布式光伏参与电力市场工作方案的通知，为服务分布式光伏健康发展，健全配套政策与市场机制，按照“试点先行、分批推进、全面入市”的原则分阶段推动分布式光伏参与市场。

第一阶段组织开展短期试点，理顺市场机制与工作流程，结合试点情况优化完善政策规则和市场机制，适时调整交易组织频次。试点期间，接入10千伏及以上电压等级的分布式光伏，暂按上网电量的20%参与绿电市场，鼓励采用聚合方式参与交易。

第二阶段结合分时正式结算、现货市场建设进展，分批次推动各类分布式光伏主体进入市场，发挥电力市场对能源清洁低碳转型的支撑作用。

在分布式光伏入市方式上，有关经营主体主要分为分布式光伏主体、聚合商两类。分布式光伏主体按自愿原则选择直接参与交易，或由聚合商代理参与交易。

分布式光伏上网电量的20%为市场化上网电量，剩余部分为优先发电电量。聚合商与分布式光伏按照“聚合交易、分别结算”的原则开展，所聚合的分布式光伏上网、下网电量单独计量、单独结算，不得进行冲抵。聚合商市场化偏差电量分时结算，各时段超发、少发电量结算价格取当月绿电市场交易均价，试点期间暂不设置发电侧超发、欠发系数。分布式光伏按照与聚合商签订的代理合同结算。其他与冀北电网2025年中长期市场发电侧结算有关要求保持一致。