136号文落地已有月余，作为"十四五"期间电力体制改革的重要落子，该文件明确新能源项目上网电量原则上全部进入，并创新建立可持续发展结算电价机制。

按照"国家定原则、地方出细则"的实施路径，各省需在年内制定具体方案。索比光伏与各地开发商沟通发现，西南等水电大省对政策反响积极。

以湖南、湖北为例，其水电占比较高导致新能源市场化电价承压，差价补偿机制既能保障项目收益，又可避免风光项目与水电直接竞价。而西北高比例新能源省份则需协调市场出清与机制电价的平衡。

值得注意的是，文件规定纳入机制电价的电量不再重复获得绿证收益，这对已建立绿电交易体系的地区可能形成操作挑战。

截至目前，已有25省发布了2025年的电力交易方案。索比光伏网对此进行梳理解读，并列出与2024年的变化之处，帮助行业在政策空档期提供相关信息参考。

01、华北地区

北京

2024年12月12日，北京市城市管理委员会发布《关于印发的通知》。交易规模方面，2025年，北京市电力市场化交易总电量规模拟安排910亿千瓦时，其中，直接市场交易规模300亿千瓦时，电网代理购电规模610亿千瓦时。

与2024年的不同之处：

2025年提出，执行工商业电价的电力用户原则上全部直接参与市场交易，规定了电力市场化交易峰谷时段，对参与绿色电力交易的电力用户按绿色电力交易结算电量给予每度电0.02元的奖励。交易电量规模比2024年略微提升，方案整体改动不大。

天津

2024年11月15日，天津工信局发布《关于做好天津市2025年电力市场化交易工作的通知》。其中表示，天津地区2025年电力市场化直接交易电量总规模暂定为345亿千瓦时(含绿电交易)，区外机组交易电量上限为交易电量总规模的40%。

与2024年的不同之处：

2025年电力市场化直接交易电量总规模调整至345亿千瓦时。与此同时，区外机组交易电量上限占交易电量总规模的比例从2024年的30%提升至2025年的40%。这一变化表明，天津在2025年更加注重引入区外电力资源，能是本地产业结构调整引发电力需求结构变化，也可能是为了进一步优化资源配置，利用区外丰富的能源储备，保障电力供应的稳定性与经济性。

2025年燃煤发电电量原则上全部入市，平价或弃补新能源主要参与绿电，相比2024年可能对不同类型的发电企业参与市场交易的要求和定位有了更明确的规定。

绿电交易方面：虽然2024年和2025年都鼓励绿电交易，但2025年方案对齐了国家绿证核发范围、范围有所扩充，细化了交易出清方式，环境价值不再设置上限。

冀北(唐山、张家口、秦皇岛、承德、廊坊)

2024年12月11日，河北省发改委印发《冀北电网2025年电力中长期交易工作方案》。

与2024年的不同之处：

交易时序方面：2024年：年度交易优先组织绿电交易，然后进行火电交易，但对绿电交易和火电交易与不同类型电厂的交易先后顺序没有进一步明确规定。

2025年：明确分布式电源、虚拟电厂(含负荷聚合商)等新型市场主体按照河北省发改委相关要求参与市场。在交易时序上，先组织直接交易用户与冀北新能源电厂区内年度绿电交易，再组织直接交易用户与区外电厂(含区外新能源发电企业)、冀北调管220千伏及以下火电厂、区内华北调管火电厂交易。其中，与区外电厂(含区外新能源发电企业)交易电量上限为冀北区内年度绿电交易达成后，剩余直接交易电量规模的30%。

2025年明确了独立储能项目参与中长期电能量交易、容量租赁交易的相关要求。还规定了独立储能容量租赁的年限、价格、容量等具体内容。

冀南(石家庄、邯郸、邢台、衡水、沧州、保定)

2024年12月，河北省发展和改革委员会印发《河北南部电网2025年电力中长期交易工作方案》的通知，电力直接交易规模暂定为1000亿千瓦时。

与2024年的不同之处：

2025年取消了新能源分季节比例;明确了入市比例。省调直调光伏省内市场化电量比例统一增加到60%，风力发电场站省内市场化电量比例暂定为30%。

2025年明确了增量分布式光伏1月起入市、存量分布式光伏7月起入市，上网电量入市比例暂定为20%。

山西

2024年12月30日，国家能源局山西监管办公室印发《山西电力中长期交易实施细则》的通知，目标交易规模1700亿千瓦时。

与2024年的不同之处：

自2025年1月起，分布式新能源可自愿选择以独立或聚合方式参与绿电、绿证交易，暂不承担相关市场运营费用，后续根据国家政策要求进行调整。

山西地方电力公司经营区内直接参与市场交易的低压用户、电信基站全部参与电力现货市场。榆林供电公司用电暂不参与现货市场。新能源企业与火电同批次参与年度双边协商交易。

山东

2024年12月17日，山东省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。

与2024年的不同之处：

相较于2024年之前的情况，2025年通知对新增新能源项目参与市场的规定更明确且细化了政策执行的依据和不同项目的分类处理。在售电侧管理上更加严格，已在山东电力交易中心注册或其他区域推送参与山东电力市场的售电公司，连续12个月未进行实际交易的，暂停其交易资格，重新参与交易前须再次进行公示;连续3年未在任一行政区域开展售电业务的，按程序强制退市。

蒙西电网区

2024年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，蒙西电网区内电力市场交易电量规模2900亿千瓦时，居民、农业用电254亿千瓦时。

与2024年的不同之处：

2025年常规风电保量保价提升到390小时，常规光伏提升到320小时。中长期合约限价变为按15分钟限价。取消了之前的峰平谷时段价格比例要求，价格上限有所降低。

新增了“曲线合理度”与风险防范系数联动，当曲线合理度不满足要求时，风险防范系数将放大，会造成用户与新能源场站结算电价急剧分化。

02、东北地区

蒙东

2024年12月19日，内蒙古自治区能源局发布《关于做好2025年内蒙古东部电力交易市场中长期交易有关事宜的通知》，蒙东区内电力市场交易电量规模约351亿千瓦时。其中，补贴风电、光伏优先发电小时分别为790小时、635小时，分布式能源全额保量保价。

与2024年的不同之处：

2024年与2025年蒙东电力市场交易方案存在多处不同。在交易电量规模上，2025年略有增长。新能源“保量保价”方面，2024年有补贴风电“保量保价”优先发电计划小时数为890小时，有补贴光伏为750小时;2025年初步安排带补贴光伏“保量保价”优先发电计划小时数为635小时，减少约15%，且在新能源参与现货市场的细则方面，2025年规定得更为详细。

在区内市场交易的中长期交易方面，2025年增加新能源年度交易不得低于60%，同时从月结年清改为月结月清。

黑龙江

2024年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》。

与2024年的不同之处：

2025年，平价风电、光伏项目：发电保障小时数大幅缩减至700小时、450小时确定;与2024年相比，保障小时数大幅下降，这意味着新能源发电企业将更多地依赖市场交易来实现电量消纳，企业收益将面临较大不确定性，经营风险增加。同时，取消了新能源与火电打捆交易的方式，新能源可直接参与省内交易，交易结算变为月清月结，并全面推进分时段结算。

03、华东地区

安徽

2024年12月，安徽省能源局发布关于征求安徽省绿色电力交易实施方案(2025年版)意见的函。

与2024年的不同之处：

在交易主体方面，2025年规定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参与绿色电力交易，自然人户用分布式光伏暂不参与，新增了特定类型的分布式光伏发电企业参与交易，扩大了发电企业参与范围。

在交易组织的交易价格部分，2025年给出了年度双边协商及集中竞价交易的具体成交电价数值，相比2024年对电价呈现形式更为细化。

福建

2024年12月20日，福建省发展和改革委员会国家能源局福建监管办公室关于印发2025年福建省电力中长期市场交易方案的通知，直接交易规模约2400亿kWh。

与2024年的不同之处：

在参与主体方面，2024年对虚拟电厂(含负荷聚合商)仅提出可调节容量不低于1MW、持续调节时间不小于1小时的要求，而2025年明确已注册生效的虚拟电厂(含负荷聚合商)可参与市场交易，对其参与市场的状态规定更为清晰。同时，2024年配建新型储能转为独立新型储能主体参与市场交易需满足技术改造、法人资格等条件，2025年则未提及配建新型储能相关内容，侧重点有所不同。

江苏

2024年，12月4日，江苏省发改委、江苏省能监办印发《关于开展2025年电力市场交易工作的通知》。

与2024年的不同之处：

2025年对新能源主体有更细致划分，如平价新能源可自主选择参与绿电交易或常规交易，补贴类新能源参与常规交易，虚拟电厂、独立储能等新型主体参与交易的规定也更明确。

2025年，平价风电、光伏项目的发电保障小时数调整至700小时、450小时确定;与2024年相比，保障小时数大幅下降，进一步压缩了存量电站整体收益空间，增加了收益的不确定性。对于潜在投资者，保障小时数下降意味着投资风险增加，投资回报率可能降低。

交易电量和价格方面也有差异。2025年集中式光伏、风电交易电量与2024年规定不同，且在绿电交易等方面对新能源发电的电量分解和交易时段有新要求。

上海

2024年12月，《2025年上海市电力直接交易年度工作方案》发布。

与2024年的不同之处：

交易电量与价格层面，2024年对其他电源入市电量仅表明由上海市发展改革委统筹确定，2025年则明确了如皖电东送送上海电量部分参与直接交易、部分参与代理购电交易等具体情况。

2025年提出鼓励相关发电企业与符合条件的电力用户签订批发侧PPA购电协议进行长周期多年绿色电力交易，2024年未涉及此类长周期绿色电力交易相关内容。

浙江

2024年12月，《2025年浙江省电力市场化交易方案》的通知发布，规定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。

与2024年的不同之处：

2025年中长期交易电量占比由不低于95%下调至90%，调整幅度不大，企业更容易接受。这样一来，可以为现货市场等其他交易形式腾出空间，促进电力市场交易机制的多元化发展。

统调新能源10%电量参与现货结算，增加现货市场交易份额，引入更多市场主体参与竞争，促使发电企业提升发电效率、优化发电成本。

04、华中地区

湖北

湖北省能源局12月6日发布《湖北省2025年电力中长期交易实施方案(鄂能源调度【2024】62号)》，正式启动湖北省2025年电力交易方案。

与2024年的不同之处：

进入2025年，湖北省新能源发电企业的参与规则出现显著变化。《湖北省2025年电力中长期交易实施方案》明确指出，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选择直接参与市场交易，若选择直接参与中长期交易后，就须报量报价参与电力现货交易，而未直接参与交易的则作为价格接受者，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。这一调整与2024年相比，对新能源发电企业参与市场交易的路径和要求进行了更为细致的划分，旨在促使新能源更好地融入电力市场体系，提升新能源电力的市场配置效率。

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被限制在35、60小时以内，全年不超过420/720小时。这一规定意味着光伏电站通过中长期交易获取的电量收益将大大减少，电站收益的稳定性和可预测性也大打折扣。对于计划新建光伏电站的企业，投资决策时，需更谨慎评估项目盈利能力，除考虑光照资源、建设成本外，还要分析在交易小时数限制下，项目收益能否覆盖成本并实现盈利。

湖南

与2024年的不同之处：

2025年，湖南省提出2025年度交易电量规模为750亿千瓦时，其中，统调煤电(含煤矸石)企业交易电量为620亿千瓦时;新能源交易电量为60亿千瓦时。新增了月内滚动撮合交易和月内增补交易。为衔接现货市场由峰平谷分时段交易转为24时点交易，申报价格由价差转变为总价。

河南

12月31日，河南省发展改革委、河南能监办发布河南省2025年电力中长期交易有关事项。

与2024年的不同之处：

2025年，市场化用户年度中长期签约最低比例调整为80%，明确指出推动工商业用户全部进入电力市场，目前尚未进入市场的用户，10千伏及以上的用户要全部进入，其他用户也要尽快进入。

05、西北地区

新疆

2024年11月8日发布了《新疆维吾尔自治区2025年电力中长期交易实施方案》，2025年电力市场化交易规模预计1500亿千瓦时

与2024年区别：

2025年，电力用户(含售电公司、电网代理购电)年度电力中长期合同签约电量应不低于上一年度用电量的80%，并通过后续合同签订，保障电力中长期合同签约电量比例不低于90%。

在电量申报方面，2025年光伏申报101.51亿kWh，较2024年55.97亿kWh增长81.37%。价格方面，2025年光伏申报均价0.16477元/kWh，较2024年申报均价0.16569元/kWh降低0.56%。

甘肃

2025年1月，甘肃省发展和改革委员会发布《甘肃省2025年省内电力中长期年度交易实施方案》的通知。

与2024年区别：

2025年，甘肃水电交易方式从单一挂牌交易转变为挂牌和双边协商，参与2025年合约的水电企业按中长期差价合约模式结算，未参与2025年合约交易的水电企业视为放弃中长期合约。

常规光伏优先发电100小时，保障性光伏优先发电1300小时，差距显著。体现了当地对保障性项目之前贡献的认可，有利于这部分项目更快收回投资成本，维持长期稳定运行，为地区能源供应发挥好保障作用。

宁夏

2025年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。

与2024年区别：

2025年，宁夏电力市场交易坚持优化中长期分时连续运营，促进新能源区内高效消纳，提高绿电消费比例、做好现货市场试运行衔接三大原则，提出新并网或电力业务许可证信息发生变更的机组，要按相关要求参与市场交易和结算。银东、灵绍、中衡直流“沙戈荒”大基地光伏项目富余电力可参与区内除年度以外其他市场化交易。

2025年用户/发电企业年度交易成交电量原则上不低于上年用电量/上网电量的60%，年度、多月、月度和旬交易成交总电量不低于上年用电量/上网电量的70%，相比2024年下调10%，促使市场主体更多参与现货市场交易，通过现货市场价格信号引导电力资源优化配置，提高电力市场整体运行效率。

陕西

2024年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》。

与2024年区别：

2025年政策中，明确光伏扶贫项目、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)上网电量自愿参与电力市场交易，暂未明确比例要求。

青海

2024年12月24日，为推动电力市场化改革，青海省能源局发布了《青海省2025年电力中长期交易方案》。

与2024年区别：

2025年方案要求1万伏及以上电力用户直接参与市场交易，相比2024年对用户参与市场的界定更加清晰，推动更多电力用户直接融入市场化交易体系。

2025年方案提出年度交易签约电量比例原则上达到80%，相比2024年对年度交易电量签约比例有了明确量化要求，有助于稳定市场预期，引导市场主体合理安排交易计划。

此外，2025年方案特别提及支持算力企业参与电力交易，通过中长期分时段交易、绿电交易、绿证交易等市场化方式，促进绿色算电协同发展，这将吸引算力企业成为绿色电力交易的新主体，进一步拓展交易规模与市场活力。

06、华南地区

广东

2024年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》。

与2024年区别：

广东推出了“基数电量”的概念。2025年，220千伏电压等级的新能源基数电量结算比例缩减到70%，其他10%按现货电量结算、20%为中长期电量;110千伏的90%按基数、10%按现货价格;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。

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，与之前一致。在当地燃煤基准电价(0.453元/kWh)的基础上，先设置上下浮动20%的比例，取整到0.1分后整体上调1分钱，给参与电力市场交易的项目收益提供更多确定性。

广西

2024年12月，2025年广西电力市场化交易工作有关事项的通知发布。

与2024年区别：

2025年文件中，取消风、光等效利用小时数，意味着发电效率高、成本控制好的企业，能凭借更多电量进入市场交易，获取更大收益，而发电效率低、成本高的企业则面临更大生存压力;对项目规划与投资决策而言，取消等效利用小时数，改变了光伏企业项目规划与投资考量因素。

方案提出，分布式光伏发电、分散式风电等分布式电源按有关规定参与市场化交易。绿电电能量合约价格由统一的燃煤交易均价变更为自主约定。

07、西南地区

四川

2025年1月，四川省发改委、能源局相继印发《2025年全省电力电量供需平衡方案及节能调度优先电量规模计划》的通知、《四川省2025年省内电力市场交易总体方案》的通知，明确2025年风电、光伏参与电力市场交易的相关要求。

与2024年区别：

2025年，新能源保障收购比例下降，风电降至400h、光伏降至300h，配储额外增加150h，让之前按要求配储的项目可以得到更多收益保障。同时，促使新能源发电更多参与市场化交易，通过市场机制优化电力资源配置，提升新能源消纳能力，缓解电网压力。推动新能源与储能融合应用，提升电力系统灵活性与可靠性。

除绿电交易外，电能量价格上限与2024年水电上限保持一致，但下限调整为0，放宽限价范围，促进市场充分竞争。

重庆

2024年12月，2025年重庆市内绿色电力交易指南发布。

与2024年区别：

2025年，重庆统调燃煤机组、并网自备电厂直接入市，无政策补贴风光可自愿参加绿电交易。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。

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