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中發(fā)改9號(hào)文以來(lái)，電力行業(yè)改革一路高歌猛進(jìn)，十年砥礪前行將迎來(lái)新的發(fā)展節(jié)點(diǎn)，同時(shí)值此十四五收官、十五五提前謀劃制定的關(guān)鍵之年，2025年大概率會(huì)對(duì)新電改進(jìn)行再審視，勢(shì)必會(huì)添磚加瓦，加快推進(jìn)。至發(fā)稿日，已有30余個(gè)省發(fā)布了2025年的電力交易方案，各省電力市場(chǎng)各具特色，大噶喜歡的解讀，已準(zhǔn)備好！請(qǐng)食用。

01 華北電網(wǎng)區(qū)域

華北區(qū)域均已發(fā)布2025年年度方案，今年市場(chǎng)交易規(guī)?；境制饺ツ辏胧兄黧w和入市比例有所變化。綜合來(lái)看，山東新能源入市比例相較提升，山西新能源與火電同臺(tái)競(jìng)爭(zhēng)，冀南明確分布式光伏入市比例，由此可能帶來(lái)結(jié)算價(jià)下行風(fēng)險(xiǎn)；冀北推進(jìn)分時(shí)段結(jié)算，預(yù)計(jì)現(xiàn)貨進(jìn)程將有所加快。各省解讀如下：

北京

2025年交易方案

直接交易規(guī)模300億千瓦時(shí)。發(fā)電入市企業(yè)以交易中心公告為準(zhǔn)，執(zhí)行工商業(yè)電價(jià)的電力用戶原則上全部直接參與市場(chǎng)交易。

較2024年主要變化

2025年交易規(guī)模略微提升，方案整體改動(dòng)不大，通過(guò)獎(jiǎng)勵(lì)方式鼓勵(lì)用戶參與綠電交易（綠電結(jié)算電量補(bǔ)償0.02元/kWh）。

天津

2025年交易方案

直接交易規(guī)模345億千瓦時(shí)，區(qū)外機(jī)組比例提升至40%。天津燃煤發(fā)電電量原則上全部入市，平價(jià)或棄補(bǔ)新能源主要參與綠電。

較2024年主要變化

2025年天津綠電交易對(duì)齊了國(guó)家綠證核發(fā)范圍、范圍有所擴(kuò)充，細(xì)化了交易出清方式，環(huán)境價(jià)值不在設(shè)上限。

冀北

2025年交易方案

電力中長(zhǎng)期直接交易規(guī)模為830億千瓦時(shí)，入市主體包括冀北調(diào)管220千伏及以下燃煤電廠、入市的新能源發(fā)電企業(yè)和冀北區(qū)內(nèi)華北調(diào)管燃煤電廠，以及京津唐電網(wǎng)其他電廠。

較2024年主要變化

2025年冀北交易新能源場(chǎng)站參與綠電交易。平價(jià)新能源交易電量上限上調(diào)至70%；谷段交易電量比例限額的下限有所增加、 峰段和尖峰的比例上限有所減少；將分步推進(jìn)24小時(shí)分時(shí)段結(jié)算。

冀南

2025年交易方案

電力直接交易規(guī)模為1000億千瓦時(shí)。燃煤發(fā)電上網(wǎng)電量原則上全部入市，省調(diào)直調(diào)風(fēng)電、光伏市場(chǎng)化電量比例分別為30%、60%，增量分布式光伏1月起入市、存量分布式光伏7月起入市、市場(chǎng)化比例為20%；鼓勵(lì)10千伏及以上工商業(yè)用戶直接參與交易。

較2024年主要變化

2025年冀南新能源依舊參與常規(guī)交易，鼓勵(lì)無(wú)補(bǔ)貼新能源全部參與綠電交易。主要變化為：取消了新能源分季節(jié)比例；明確了入市比例；無(wú)補(bǔ)貼新能源參與綠電交易成為參與月度、月內(nèi)常規(guī)交易的前提。

山西

2025年交易方案

目標(biāo)交易規(guī)模1700億千瓦時(shí)，1月起，分布式新能源可選以獨(dú)立或聚合方式參與綠電、綠證交易、暫不承擔(dān)市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)費(fèi)用，參與直接交易的低壓用戶、電信基站全部參與現(xiàn)貨，榆林公司用電暫不參與現(xiàn)貨。

較2024年主要變化

限定用戶與火電簽約比例不低于上年度的60%；新能源企業(yè)與火電同批次參與年度雙邊協(xié)商交易；允許火電中長(zhǎng)期缺額申報(bào)互保；允許用戶側(cè)年度合同單邊回購(gòu)。

山東

2025年交易方案

暫未提及交易規(guī)模。魯政辦[2024]163號(hào)文件提及：2025~2026新增風(fēng)電（含分散式）自主選擇全電量入市或30%電量參與交易，新增光伏（含分布式）自主選擇全電量入市或15%電量參與交易。

較2024年主要變化

2025年山東依舊執(zhí)行新能源主被動(dòng)入市政策。適時(shí)啟動(dòng)用戶側(cè)報(bào)量報(bào)價(jià)試點(diǎn)。

02 蒙西電網(wǎng)區(qū)域

2025年蒙西交易方案的最大看點(diǎn)是新增了“曲線合理度”與風(fēng)險(xiǎn)防范系數(shù)聯(lián)動(dòng)，當(dāng)曲線合理度不滿足要求時(shí)、風(fēng)險(xiǎn)防范系數(shù)將有所放大、將造成用戶與新能源場(chǎng)站結(jié)算電價(jià)急劇分化。

蒙西

2025年交易方案

蒙西區(qū)內(nèi)電力市場(chǎng)交易規(guī)模2900億千瓦時(shí)，符合入市條件的燃煤、風(fēng)電、光伏可參與市場(chǎng)。常規(guī)風(fēng)電、光伏保量保價(jià)390小時(shí)、320小時(shí)。

較2024年主要變化

2025年，中長(zhǎng)期合約限價(jià)變?yōu)榘?5分鐘限價(jià)，取消了峰平谷時(shí)段價(jià)格比例的要求，價(jià)格上限有所降低；取消超缺額回收機(jī)制，增加月度簽約比例上下限考核機(jī)制；進(jìn)一步放開市場(chǎng)限制取消日清分節(jié)點(diǎn)電價(jià)下限約束。

03 東北電網(wǎng)區(qū)域

東北電網(wǎng)區(qū)域，除吉林因新能源價(jià)格意見尚未統(tǒng)一暫未發(fā)布，其他省份2025年電力交易方案均已發(fā)布。黑龍江新能源入市方式的“高速轉(zhuǎn)彎”與12月底的現(xiàn)貨“卡點(diǎn)檢票”、其走出電改深水區(qū)的魄力和決心可見一斑，今年現(xiàn)貨進(jìn)程勢(shì)必加快；蒙東的市場(chǎng)環(huán)境老生常談，暫無(wú)太大變化。

蒙東

2025年交易方案

蒙東區(qū)內(nèi)電力市場(chǎng)交易電量規(guī)模約351億千瓦時(shí)。補(bǔ)貼風(fēng)電、光伏優(yōu)先發(fā)電小時(shí)790小時(shí)、635小時(shí)，分布式能源全額保量保價(jià)。

較2024年主要變化

2025年放開用戶側(cè)打捆購(gòu)電比例限制，增加新能源年度交易不得低于60%，按照補(bǔ)貼新能源、火電、平價(jià)新能源開展交易，同時(shí)從月結(jié)年清改為月結(jié)月清。

黑龍江

2025年交易方案

2025年黑龍江不控制省內(nèi)電力市場(chǎng)交易規(guī)模，省內(nèi)燃煤全部入市，平價(jià)風(fēng)電、光伏保障性小時(shí)分別700小時(shí)、450小時(shí)。

較2024年主要變化

2025年黑龍江取消了新能源與火電打捆交易的方式，新能源可直接參與省內(nèi)交易，交易結(jié)算變?yōu)樵虑逶陆Y(jié)，并全面推進(jìn)分時(shí)段結(jié)算。

遼寧

2025年交易方案

未提及市場(chǎng)規(guī)模，燃煤發(fā)電、集中式新能源優(yōu)先發(fā)電以外電量全部入市。

較2024年主要變化

擬于3月1日起，開展遼寧電力現(xiàn)貨市場(chǎng)連續(xù)結(jié)算試運(yùn)行。

吉林

較2024年主要變化

基數(shù)分配小時(shí)數(shù)下降（平價(jià)風(fēng)電1200h，補(bǔ)貼風(fēng)電700h，光伏800h），結(jié)算執(zhí)行峰谷分時(shí)段月清月結(jié)，分時(shí)電價(jià)調(diào)整（中午谷段增加），新能源交易價(jià)格進(jìn)行限價(jià)，最高交易價(jià)格為333.94元/MWh。

04 華東電網(wǎng)區(qū)域

華東各省均已發(fā)布2025年年度方案，蘇浙兩省電力市場(chǎng)建設(shè)穩(wěn)步推進(jìn)，浙江風(fēng)光機(jī)組部分進(jìn)現(xiàn)貨結(jié)算、江蘇風(fēng)光機(jī)組的保量保價(jià)小時(shí)數(shù)大幅縮水，帶來(lái)市場(chǎng)化程度提升但低價(jià)風(fēng)險(xiǎn)加大；安徽緊跟趨勢(shì)要求2025年1月備案的分布式光伏全部參與綠電交易。

安徽

2025年交易方案

未提及市場(chǎng)規(guī)模，除皖電東送的燃煤發(fā)電全部入市，除居民農(nóng)業(yè)的用戶全部入市，平價(jià)新能源全部參與綠電（根據(jù)后續(xù)綠色電力交易實(shí)施方案，平價(jià)新能源可同火電同步參與日滾動(dòng)撮合電能量交易）。

較2024年主要變化

一是1、7、8、12月份年度中長(zhǎng)期交易合同電量比例考核納入迎峰度夏、度冬考核范疇，二是合同偏差電量考核放寬到正負(fù)15%，三是2025年1月備案的分布式光伏全部參與綠電交易，四是新能源可參與日滾動(dòng)撮合電能量交易。

福建

2025年交易方案

直接交易規(guī)模2400億千瓦時(shí)，市場(chǎng)化機(jī)組包括燃煤發(fā)電、核電、集中式風(fēng)電等，10千伏及以上工商業(yè)用戶原則上全部入市。

較2024年主要變化

主要從擴(kuò)大市場(chǎng)化電源、加強(qiáng)銜接現(xiàn)貨市場(chǎng)、優(yōu)化綠電交易機(jī)制和強(qiáng)化市場(chǎng)管理等幾個(gè)方面優(yōu)化。

江蘇

2025年交易方案

未提及市場(chǎng)規(guī)模。燃煤機(jī)組原則上全部入市；平價(jià)新能源自主選擇參與綠電交易或常規(guī)交易，補(bǔ)貼類新能源參與常規(guī)交易，不參與綠電的集中式光伏、風(fēng)電保量保價(jià)小時(shí)數(shù)分別400、800小時(shí)。

較2024年主要變化

2025年參與常規(guī)交易的集中式風(fēng)光機(jī)組保量保價(jià)利用小時(shí)數(shù)大幅縮水，要求補(bǔ)貼類集中式新能源入市，分布式新能源可參加月度、月內(nèi)綠電交易。

上海

2025年交易方案

未提及市場(chǎng)規(guī)模，本市9家燃煤企業(yè)原則上全部入市，皖電東送送上海電量參與本市電力直接交易后、剩余電量參與本市代理購(gòu)電交易。

較2024年主要變化

新增了對(duì)本市燃煤中長(zhǎng)期簽約比例不低于預(yù)估發(fā)電量的80%；中長(zhǎng)期市場(chǎng)要實(shí)現(xiàn)按工作日連續(xù)開市，下半年轉(zhuǎn)正式運(yùn)營(yíng)。

浙江

2025年交易方案

未提及市場(chǎng)規(guī)模，煤電90%以上參與中長(zhǎng)期交易、其余電量進(jìn)現(xiàn)貨；風(fēng)電、光伏自愿參與綠電交易，其中統(tǒng)調(diào)機(jī)組10%進(jìn)現(xiàn)貨、90%執(zhí)行政府定價(jià)。

較2024年主要變化

中長(zhǎng)期交易電量占比由不低于95%下調(diào)至90%，統(tǒng)調(diào)新能源10%電量參與現(xiàn)貨結(jié)算。

05 華中電網(wǎng)區(qū)域

華中區(qū)域均已發(fā)布2025年年度方案，各省不同程度提到了推動(dòng)分布式光伏入市，江西提出力爭(zhēng)2025年開展長(zhǎng)周期結(jié)算試運(yùn)行。

湖北

2025年交易方案

2025年火電全年中長(zhǎng)期交易電量不設(shè)上限，風(fēng)、光各月交易電量分別不超35、60小時(shí)。110 千伏及以上新能源直接參與中長(zhǎng)期及現(xiàn)貨交易，110千伏及以下可直接參與中長(zhǎng)期并現(xiàn)貨報(bào)量報(bào)價(jià)、未參與作為價(jià)格接受者。

較2024年主要變化

新能源發(fā)電企業(yè)被納入中長(zhǎng)期交易；明確新能源發(fā)電企業(yè)的交易小時(shí)數(shù)上限，對(duì)火電企業(yè)的交易價(jià)格進(jìn)行了更嚴(yán)格的限制和回收機(jī)制，分布式新能源按國(guó)家規(guī)定執(zhí)行

湖南

2025年交易方案

2025年市場(chǎng)交易電量1260億千瓦時(shí)。統(tǒng)調(diào)公用燃煤、風(fēng)電、集中式光伏不安排優(yōu)先發(fā)電、全部入市獲得電量。

較2024年主要變化

提出推進(jìn)分布式光伏入市，新增了月內(nèi)滾動(dòng)撮合交易和月內(nèi)增補(bǔ)交易。為銜接現(xiàn)貨市場(chǎng)由峰平谷分時(shí)段交易轉(zhuǎn)為24時(shí)點(diǎn)交易，申報(bào)價(jià)格由價(jià)差轉(zhuǎn)變?yōu)榭們r(jià)。

河南

2025年交易方案

省內(nèi)燃煤原則上全部進(jìn)入市場(chǎng)；省內(nèi)風(fēng)電、光伏優(yōu)先滿足居民、農(nóng)業(yè)用電，剩余新能源電量按照政府授權(quán)中長(zhǎng)期合約納入電力中長(zhǎng)期交易管理；推動(dòng)工商業(yè)用戶全部進(jìn)入電力市場(chǎng)。

較2024年主要變化

明確常規(guī)電量交易與分時(shí)段電量交易同步獨(dú)立開展，對(duì)各類市場(chǎng)主體設(shè)定交易電量簽約比例下限，提高了市場(chǎng)化用戶年度中長(zhǎng)期簽約最低比例80%。

江西

2025年交易方案

省級(jí)統(tǒng)調(diào)燃煤全部入市；市場(chǎng)化新能源60%保障性收購(gòu)，剩余40%當(dāng)期電量簽訂政府授權(quán)合約。

較2024年主要變化

提出研究推動(dòng)分布式光伏參與市場(chǎng)化交易，將適時(shí)完善分時(shí)段交易模式，2025年開展現(xiàn)貨連續(xù)結(jié)算試運(yùn)行。

06

西北電網(wǎng)區(qū)域

西北區(qū)域中，甘肅發(fā)布年度交易方案用于指導(dǎo)年度交易，其余省份均已發(fā)布2025年年度方案，主要在交易方式、邊界條件、限制比例等方面進(jìn)行調(diào)整，另外優(yōu)先發(fā)電小時(shí)數(shù)有所縮減。

新疆

2025年交易方案

2025年市場(chǎng)化交易1500億千瓦時(shí)。風(fēng)電優(yōu)先發(fā)電895小時(shí)；光伏項(xiàng)目?jī)?yōu)先發(fā)電500小時(shí)。

較2024年主要變化

2025年在交易時(shí)段劃分上更加注重與現(xiàn)貨市場(chǎng)的銜接，對(duì)年度交易簽約比例提出了更明確的要求。

甘肅

2025年交易方案

新能源企業(yè)主要參與年度雙邊、集中競(jìng)價(jià)、代理購(gòu)電掛牌交易。常規(guī)風(fēng)電優(yōu)先發(fā)電120小時(shí)，常規(guī)光伏優(yōu)先發(fā)電100小時(shí)，保障性風(fēng)電優(yōu)先發(fā)電1560小時(shí)，保障性光伏優(yōu)先發(fā)電1300小時(shí)。

較2024年主要變化

水電交易方式從單一掛牌交易轉(zhuǎn)變?yōu)閽炫坪碗p邊協(xié)商，參與2025年合約的水電企業(yè)按中長(zhǎng)期差價(jià)合約模式結(jié)算，未參與2025年合約交易的水電企業(yè)視為放棄中長(zhǎng)期合約。

寧夏

2025年交易方案

除優(yōu)先發(fā)用電，區(qū)內(nèi)交易規(guī)模895億千瓦時(shí)。除提名新能源場(chǎng)站，其他風(fēng)電233.8小時(shí)、其他光伏155.85小時(shí)。

較2024年主要變化

2025年用戶與新能源年度交易新增雙邊協(xié)商方式；降低了用戶正偏差電量的K值；日融合交易采用多輪次集中競(jìng)價(jià)方式開展，每15分鐘集中出清一次。

陜西

2025年交易方案

燃煤機(jī)組全部入市，集中式風(fēng)光除優(yōu)先發(fā)電外全部入市，集中式風(fēng)電、光伏優(yōu)先發(fā)電小時(shí)數(shù)分別為417、293小時(shí)。

較2024年主要變化

2025年用戶與新能源年度交易新增雙邊協(xié)商方式，新增多年交易；中長(zhǎng)期年度缺額簽約電量的超額獲益回收機(jī)制，激勵(lì)年度簽約。

青海

2025年交易方案

單機(jī)容量135兆瓦及以上火電機(jī)組，集中并網(wǎng)光伏、風(fēng)電企業(yè)參與電力市場(chǎng)化交易。

較2024年主要變化

年度簽約比例下降至省內(nèi)市場(chǎng)化電量的70%，新能源簽約量占比年發(fā)電量降低至50%。

07

西南電網(wǎng)區(qū)域

西南區(qū)域中，重慶發(fā)了中長(zhǎng)期交易規(guī)則，川藏兩省均已發(fā)布2025年年度方案，四川2025年方案調(diào)整較多，重點(diǎn)主要實(shí)現(xiàn)在“水火風(fēng)光同臺(tái)競(jìng)爭(zhēng)、分時(shí)簽約銜接現(xiàn)貨、零售市場(chǎng)防控風(fēng)險(xiǎn)”，并相應(yīng)優(yōu)化調(diào)整市場(chǎng)交易類型。

四川

2025年交易方案

省調(diào)直調(diào)水電、燃煤、風(fēng)電、光伏直接參與市場(chǎng)化交易。

較2024年主要變化

2025年水火風(fēng)光同臺(tái)競(jìng)爭(zhēng)、分時(shí)簽約銜接現(xiàn)貨，優(yōu)化調(diào)整了市場(chǎng)交易類型。新能源保障收購(gòu)比例下降，風(fēng)電降至400h、光伏降至300h，配儲(chǔ)額外增加150h。

西藏

2025年交易方案

2025年安排年度交易電量不超過(guò)20億千瓦時(shí)，其中集中式新能源不超過(guò)6億千瓦時(shí)。

重慶

2025年交易方案

統(tǒng)調(diào)燃煤機(jī)組、并網(wǎng)自備電廠直接入市，無(wú)政策補(bǔ)貼風(fēng)光可自愿參加綠電交易。

08 南方電網(wǎng)區(qū)域

南方區(qū)域均已發(fā)布2025年年度方案。廣東率先下調(diào)新能源基數(shù)電量比例，廣西調(diào)整了政府授權(quán)合約機(jī)制，由此可能導(dǎo)致新能源收益風(fēng)險(xiǎn)提高。

廣東

2025年交易方案

2025年市場(chǎng)規(guī)模約6500億千瓦時(shí)。燃煤電廠、燃?xì)怆姀S、新能源參與市場(chǎng)交易。

較2024年主要變化

2025年220千伏的新能源基數(shù)電量結(jié)算比例縮減到70%，其他10%按現(xiàn)貨電量結(jié)算、20%為中長(zhǎng)期電量；110千伏的90%按基數(shù)、10%按現(xiàn)貨價(jià)格；2025年新并網(wǎng)的新能源50%按基數(shù)、40%按年度或月度、10%按現(xiàn)貨價(jià)格結(jié)算。

廣西

2025年交易方案

地調(diào)以上燃煤、集中式風(fēng)光全電量入市，豐水期視情況放開水電入市。

較2024年主要變化

取消風(fēng)、光等效利用小時(shí)數(shù)；政府授權(quán)合約價(jià)格由380變?yōu)榫G電375、常規(guī)360，取消24年的調(diào)節(jié)系數(shù)kc；綠電電能量合約價(jià)格由統(tǒng)一的燃煤交易均價(jià)變更為自主約定。

海南

2025年交易方案

預(yù)計(jì)262億千瓦時(shí)，統(tǒng)調(diào)集中式風(fēng)電、光伏政府核準(zhǔn)的容量50MW及以上的場(chǎng)站優(yōu)發(fā)電量外的可參與市場(chǎng)交易。

較2024年主要變化

2024年新能源不參與交易。

云南

2025年交易方案

存量電站汛期上網(wǎng)電量作為優(yōu)先發(fā)電量，增量場(chǎng)站全容量入市、參與清潔能源市場(chǎng)交易。

貴州

2025年交易方案

2025年年度中長(zhǎng)期交易簽約規(guī)模不低于780億千瓦時(shí)，風(fēng)電、光伏新能源原則上優(yōu)先開展綠色電力交易，后期擇機(jī)組織新能源電能量交易。