2025年，风电、光伏新能源电量入市比例将进一步提高。我国的电力市场交易各省政策均不同。
2025年，各省新能源项目入市的政策如何？本文统计了14个地区2025年的新能源入市原则，汇总如下表所示。
表：十四地2025年新能源项目参与电力交易原则
1、
广东省：110kV以上新能源入市
11月21日，广东省能源局、国家能源局南方监管局发布《关于2025年电力市场交易有关事项的通知》，通知提出：
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。
110kV及以上电压等级的新能源按“
基数电量+市场电量
”方式参与市场，新能源
实际上网电量与基数电量、中长期电量之差
按照
现货节点电价
进行偏差结算。
2、新老项目参与交易比例
对于风电、光伏项目的入市安排如下表所示。
参加绿电交易的发电企业准入条件按广东可再生能源交易规则执行。
3、分布式新能源暂不强制入市
鼓励以聚合虚拟电厂方式参与现货电能量交易和绿电交易。
4、交易价格
按照“基准价+上下浮动”的原则，根据燃煤基准价 0.453 元/千瓦时上下浮动20%形成年度交易成交均价上下限。
2025年，市场参考价为0.463元/千瓦时，年度交易成交均价上限暂定为 0.554 元/千瓦时，下限暂定为 0.372 元/千瓦时。
5、绿证价格为0~5分/度
按照“
固定价格+联动价格+偏差费用
”的模式，开展绿电零售合同签订，具体包括：
固定价格：
上限为 0.05 元/千瓦时，下限为 0 元/千瓦时。
联动价格：
绿电批发市场绿证（绿色环境价值）月度均价。
偏差费用：
按照绿证（绿色环境价值）偏差电量与偏差价格计算。
上述模式中，固定价格电量与联动价格电量之和不得大于电力用户当月实际用电量的 1.2 倍。售电公司与电力用户可在合同中对偏差电量约定考核费用，考核系数上限为 0.2，下限为 0。
政策详情参考《
广东：明确新、老新能源电站入市比例！
》
2、
浙江省：90%合约电价+10%现货
2024年11月26日，浙江省发改委、浙江能监办、浙江省能源局联合发布《2025年浙江省电力市场化交易方案》，明确2025年新能源参与电力市场化交易的方式。
风电场、地面光伏电站：
90%电量政府授权合约电价+10%现货交易
分散式风电、分布式光伏：
自愿参与，不强制
这跟
山东省
当前执行的政策基本相同。目前，山东省新能源入市情况：
风电场、地面光伏电站：
90%电量政府授权合约电价+10%现货交易
分散式风电、分布式光伏：
自愿参与，不强制
3、
新疆：普通风、光895h、500h之外全部入市
11月25日，新疆发改委公布了2025年的新疆电网优先购电优先发电计划。
2025年，新疆共安排
优先购电计划电量738.52亿千瓦时，优先发电计划（
保量保价电量
）709.76亿千瓦时。
1、不同类型光伏项目的优先发电计划安排
1）
扶贫光伏、分布式光伏项目：实行全额保障收购；
2）
特许权光伏项目：按特许权协议确定的年利用小时数执行
2、不同类型风电项目的优先发电计划安排
1）国家示范、试验风电项目：按批复小时数保障收购；
2）其他风电项目：895小时
具体如下表所示。
表：新疆自治区2025年优先发电计划安排
4、江苏
省：风、光400h、800h之外全部入市
12月4日，江苏省发改委、江苏能监办下发《关于开展2025年电力市场交易工作的通知
》，对于新能源2025年入市的安排如下：
1、
集中式光伏、风电
1）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
的风电和光伏发电企业参与绿电交易。
2）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。
3）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
。
考虑风光发电预测的不确定性，为提高交易合同履约比例，集中式光伏和风电的年度绿电交易或年度常规电力交易电量分解到各月的电量叠加当月
保量保价电量不超过其2024年对应月份上网电量的90%。
2、
分布式光伏、分散式风电
成功核发绿证后，可直接参加绿电交易，或由分布式发电聚合商聚合参与绿电交易。考虑到自发自用项目每月上网电量的不确定性较高，分布式光伏、分散式风电主要参加月度和月内交易，其中月度交易规模不超过前月上网电量，当月交易电量规模原则上不超过其预计上网电量。
政策原文详见《
江苏：2025年风、光分别保量保价800、400小时！
》
5、
湖北省：集中式新能源项目全部入市
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》，对风电、光伏项目入市的具体要求如下。
1、集中式风电、光伏项目
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
。
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）
2、分布式新能源：
按国家有关政策执行（即暂不参与市场化交易，全部保量保价）
3、关于绿证
新能源发电企业基于集中竞价成交电量和电价开展绿电交易，可将成交电量分为常规电量与绿电交易电量，其中绿电交易电量部分新能源企业可与有绿电交易需求的电力用户通过双边协商方式明确该部分电量的绿色电力证书(简称“绿证”)价格，形成绿电交易合同。湖北电力交易中心组织相关发电企业和电力用户在北京电力交易中心e-交易平台进行确认。为更好满足市场主体绿电需求，继续全面放开跨省跨区绿电交易。
6、
辽宁省：集中式新能源项目全部入市
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》，对风电、光伏项目入市的具体要求如下。
除分布式光伏、特殊类型的风电和光伏项目外，其他新能源项目，全部参与市场化交易，根据市场发展调整参与范围。
带补贴风电项目，保障小时数为1850小时，其余电量参与“煤改电”交易。
7、
宁夏：集中式优先发电小时数外全部入市
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》，
根据文件，
2025年全区合计优先发电量约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。
根据附件数据计算，2025年宁夏普通的风电、光伏项目，优先发电小时数分别为：233.8小时，155.8小时，与2023年相比相当。
此外，银星能源南山八线贺兰山一风场（40.8MW）、天净神州贺兰山一风场（20.4MW）、银星能源莲湖贺兰山二风场（10.2MW）、中卫四光伏（3MW）、贺兰山风电场四期扩建（30MW）、宁夏天净电能开发集团吴忠青铜峡红碴子风电场（10.5MW）共6个项目执行《自治区发展改革委关于停止执行我区相关新能源项目补贴电价的通知》（宁发改价格（管理）〔2024〕344号）要求，2025年保障性收购电量约0.7亿千瓦时。
