2025-04-18 08:51来源：北极星太阳能光伏网作者：水七沐 早在2022年1月，国家发改委、国家能源局印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，便提出到2030年实现新能源全面参与市场交易。以此为既定目标，新能源入市步伐明显加快。 国家能源局数据显示，2022年，新能源市场化交易电量达3465亿千瓦时，占新能源总发电量的38.4%，较2020年提高14个百分点；2023年，新能源市场化交易电量6845亿千瓦时，占新能源总发电量比重提高至47.3%。 今年开年，为大力推动新能源高质量发展，国家发改委、国家能源局下发《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号），可谓提前扔下“深水炸弹”，要求风电、太阳能发电上网电量原则上全部进入电力市场，各地要在2025年底前出台并实施具体方案。 然而，在各地136号文细则方案未出台前，新能源入市仍将遵守各地已出台的2025年方案，并且136号文也指出，存量项目（2025年6月1日以前投产）纳入机制的电量规模要衔接现行政策。为此，北极星特整理了20省区市的2025年新能源入市政策，以供业内人士参考。 从各地2025年新能源入市方案来看，相比2024年，入市比例普遍提高，如辽宁、青海、湖南等要求集中式新能源项目全部电量进入电力市场交易；陕西、四川等风电、光伏优先发电小时数明显减少；此外，河北、江苏、山东、湖南、安徽要求分布式光伏部分上网电量或者部分类别项目进入电力市场交易。   20地新能源入市规定一览： 1、宁夏 2025年，宁夏集中式风电、光伏项目以及扶贫、分布式光伏项目优先发电量较2024年有所增多，但分散式风电有所减少。根据具体项目测算，2025年宁夏普通风电、光伏项目优先发电小时数分别为233.8小时、155.8小时，与2024年基本相当。 2、湖北 相比2024年新能源仅部分上网电价报量报价参与现货市场，2025年湖北要求110kV及以上新能源场站直接参与中长期及现货交易，110kV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。风电、光伏发电企业各月中长期交易净合约电量（含绿电交易）折合利用小时数分别不超过35、60小时，即年度中长期小时数不超过420小时、720小时。 据数据统计，2024年，湖北绿色电力交易电量共17.14亿千瓦时，结算均价475.59元/兆瓦时；第一季度湖北省未开展现货市场交易，自第二季度开展现货后，新能源结算上网电量382.51亿千瓦时，结算均价386.60元/兆瓦时。 3、河北 （1）冀北电网 冀北电网2025年度集中式新能源入市要求与2024年保持一致。但2025年变化在于，冀北电网出台了《分布式光伏参与电力市场工作方案》。方案指出，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。 在入市方式上，有两种模式可选，第一，直接参与市场，分布式光伏在电力交易平台注册成为经营主体后，按照政府主管部门制定的交易规则、方案，以发电主体身份报量、报价直接参与市场交易；第二，聚合商代理参与市场，具备相应资质的聚合商在电力交易平台注册成为经营主体后，在交易平台与分布式光伏主体形成代理关系，代理分布式光伏主体参与市场交易。 （2）河北南网 相比2024年光伏40%~60%、风电20~30%的入市比例，2025年河北南网光伏入市比例统一提高至60%、风电30%。 此外分布式光伏，由2024年的鼓励变为2025年的强制性规定，10kV及以上工商业分布式光伏分阶段入市，1月1日后增量入市，7月1日开始，存量入市，上网电量入市比例20%。 4、江苏 2024年江苏弃补、平价新能源项目可参与绿电交易，集中式光伏年度绿电交易电量≤900小时，集中式风电绿电年度交易电量≤1800小时，绿电交易以外的电量以煤电基准价执行全额保障性收购。 而2025年仍是优先组织无补贴项目参加绿电交易，但不参加绿电交易的集中式光伏、风电每月上网电量扣除保量保价部分为保量竞价电量，参与省内中长期常规交易。不参加绿电交易的集中式光伏、风电全年保量保价发电小时数分别为400、800小时。 分布式光伏入市，同样由2024年的“可选项”变为2025年“必选项”，核发绿证后，参加绿电交易，主要参加月度和月内交易。 5、广东 广东新能源入市范围由2024年的220kV及以上电压等级扩大至2025年的110kV及以上电压等级。分布式能源，以鼓励为主。 广东电力交易中心发布的《2024年广东电力市场年度报告》显示，2024年共有45家新能源发电企业参与现货交易，日前总成交电量279.6亿千瓦时，均价292.9厘/千瓦时；实时总成交电量297.7亿千瓦时，均价279.1厘/千瓦时。2024年绿电交易累计成交电量72.6亿千瓦时，电能量均价464.2厘/千瓦时，绿色环境价值均价8.8厘/千瓦时。 6、辽宁 2024年辽宁新能源除优先发电以外的上网电量全部参与省内电力市场交易和跨省外送交易。2025年，除分布式新能源、结算电价(不含财政补贴)高于燃煤发电基准价的风电机组以及发电量已全部作为保障性优先发电量的10kV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。 7、浙江 2024年浙江新能源项目以绿电交易为主，2025年统调风电、光伏，自愿参与绿电交易；现货市场，只需10%电量参与，90%电量分配政府授权合约，执行政府定价。分布式新能源，同2024年可自愿参与参与绿电交易。 8、陕西 陕西2025年风电、光伏优先发电小时数相较2024年均有所下降。分布式新能源虽然全额安排优先发电量计划，但在电力交易方案中，鼓励自愿参与电力市场交易，其中省调调管可直接参与批发市场交易，其他原则上主要以聚合方式参与交易。 9、山东 2024年之前，山东风电、光伏项目最低可10%上网电量参与现货，但2025~2026年，新增风电、光伏项目，最低入市比例分别提高至30%、15%。 10、内蒙古 （1）蒙西 2025年，蒙西地区常规风电、光伏项目优先发电小时数较2024年有所增加。 （2）蒙东 蒙东带补贴风电、光伏项目2025年优先发电小时数较2024年减少。 11、黑龙江 2025年仍然仅有平价风电、光伏项目拥有保障小时数，但相比2024年，保障小时数大幅下滑60%以上。平价项目保障小时数外的剩余电量以及其他新能源项目全部上网电量进入市场交易。 12、河南 2025年河南集中式新能源场站入市规则与2024年保持一致。现货市场，2024年河南开展1次现货结算试运行（2024年5月15日-6月14日），期间集中式新能源10%上网电量参与现货市场结算。2025年，根据国家能源局河南监管办公室发布的《关于开展富余新能源参与省间电力现货交易的通知》，为确保全省电力安全可靠供应，在省内电力平衡紧张时，原则上不组织新能源企业参与省间电力现货市场。初期，新能源场站暂按预测富余发电量的80%为上限参与省间电力现货交易，待交易规则完善和机制理顺后，逐步放开可申报电量上限。 13、福建 2025年与2024年保持一致，仅集中式风电项目需要参加市场化交易。 14、青海 作为新能源高比例入市代表省份，2025年青海仍是仅扶贫、特许经营权项目、光伏应用领跑者基地项目有保障利用小时数，其余集中式并网光伏、风电项目均需参与电力市场化交易。其中年度交易签约比例原则上不低于省内市场化总电量的80%。 15、湖南 2025年，湖南仍是统调光伏、风电项目全部电量进入电力市场交易。与此同时，湖南电力交易中心发布《湖南工商业分布式光伏参与市场交易实施细则（试行）》，工商业分布式光伏参与中长期、辅助服务市场以及现货市场。其中，10kV及以上电压等级的工商业分布式光伏，原则上作为独立主体办理入市注册手续，纳入湖南电力市场交易规则体系统一运营管理；10kV以下电压等级的工商业分布式光伏经营主体，可以虚拟电厂聚合方式参与湖南电力市场。 16、四川 四川2025年新能源入市规则并未大变，省调直调风电、光伏（扶贫项目除外）均应直接参与市场交易，其中优先电量以外的部分，可参加绿电交易，绿电交易后剩余电量可参与其他交易。 而在优先电量上，对比2024年，2025年四川风电、光伏项目优先发电小时数均大幅降半。但对租赁配储和电源侧配储项目的风光电站额外给予150小时的倾斜支持。 17、安徽 2025年，安徽省参与市场的新能源发电企业上网电量原则上仍是全部参与市场交易。并且考虑电力保供和新能源有限消纳，在现货市场试运行初期，临时性设置火电机组午间交易限额。 在绿电交易方面，除了2024年的平价集中式风光项目，今年新增了分布式光伏项目，2025年1月1日以后备案的“全额上网”和“自发自用，余量上网”的平价工商业、非自然人户用分布式光伏发电企业原则上均应参与绿色电力交易。此外鼓励其他平价工商业、非自然人户用分布式光伏发电企业参与交易，自然人户用分布式光伏暂不参与交易。 据第三方平台统计，2024年安徽绿电结算电量97.43亿千瓦时，结算均价434.64元/兆瓦时，高出燃煤基准价。 18、重庆 2025年重庆绿电交易，平价风电、光伏项目可自愿参与。在结算上，重庆明确，新能源发电企业绿电合同电量与实际上网电量的偏差在一定范围K（暂定±10%）时，遵循市内中长期偏差结算原则；超过该范围时，超发电量按燃煤基准电价结算，少发电量按自身对应时段绿电合同价格结算。 19、广西 相比2024年，2025年广西集中式风电、光伏项目已无等效上网电量，而是需全电量参与市场化交易。但同2024年规则，参与市场交易的新能源项目执行政府授权合约价格，2024年为0.38元/千瓦时，2025年详细区分为绿电合约价格0.375 元/千瓦时，常规合约价格为0.360元/千瓦时。 值得重视的是，新能源发电企业结算费用=市场化结算费用+政府授权合约差价费用，并且计算规则较去年有所变化。