年度盘点 | 2025年各省电力交易政策概要

中发改9号文以来，电力行业改革一路高歌猛进，十年砥砺前行将迎来新的发展节点，同时值此十四五收官、十五五提前谋划制定的关键之年，2025年大概率会对新电改进行再审视，势必会添砖加瓦，加快推进。至发稿日，已有30余个省发布了2025年的电力交易方案，各省电力市场各具特色，大噶喜欢的解读，已准备好！请食用。

（来源：微信公众号“飔合科技” 作者：王博涵）

01 华北电网区域

华北区域均已发布2025年年度方案，今年市场交易规模基本持平去年，入市主体和入市比例有所变化。综合来看，山东新能源入市比例相较提升，山西新能源与火电同台竞争，冀南明确分布式光伏入市比例，由此可能带来结算价下行风险；冀北推进分时段结算，预计现货进程将有所加快。各省解读如下：

北京

2025年交易方案

直接交易规模300亿千瓦时。发电入市企业以交易中心公告为准，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。

较2024年主要变化

2025年交易规模略微提升，方案整体改动不大，通过奖励方式鼓励用户参与绿电交易（绿电结算电量补偿0.02元/kWh）。

天津

2025年交易方案

直接交易规模345亿千瓦时，区外机组比例提升至40%。天津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。

较2024年主要变化

2025年天津绿电交易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，环境价值不在设上限。

冀北

2025年交易方案

电力中长期直接交易规模为830亿千瓦时，入市主体包括冀北调管220千伏及以下燃煤电厂、入市的新能源发电企业和冀北区内华北调管燃煤电厂，以及京津唐电网其他电厂。

较2024年主要变化

2025年冀北交易新能源场站参与绿电交易。平价新能源交易电量上限上调至70%；谷段交易电量比例限额的下限有所增加、 峰段和尖峰的比例上限有所减少；将分步推进24小时分时段结算。

冀南

2025年交易方案

电力直接交易规模为1000亿千瓦时。燃煤发电上网电量原则上全部入市，省调直调风电、光伏市场化电量比例分别为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、市场化比例为20%；鼓励10千伏及以上工商业用户直接参与交易。

较2024年主要变化

2025年冀南新能源依旧参与常规交易，鼓励无补贴新能源全部参与绿电交易。主要变化为：取消了新能源分季节比例；明确了入市比例；无补贴新能源参与绿电交易成为参与月度、月内常规交易的前提。

山西

2025年交易方案

目标交易规模1700亿千瓦时，1月起，分布式新能源可选以独立或聚合方式参与绿电、绿证交易、暂不承担市场运营费用，参与直接交易的低压用户、电信基站全部参与现货，榆林公司用电暂不参与现货。

较2024年主要变化

限定用户与火电签约比例不低于上年度的60%；新能源企业与火电同批次参与年度双边协商交易；允许火电中长期缺额申报互保；允许用户侧年度合同单边回购。

山东

2025年交易方案

暂未提及交易规模。鲁政办[2024]163号文件提及：2025~2026新增风电（含分散式）自主选择全电量入市或30%电量参与交易，新增光伏（含分布式）自主选择全电量入市或15%电量参与交易。

较2024年主要变化

2025年山东依旧执行新能源主被动入市政策。适时启动用户侧报量报价试点。

02 蒙西电网区域

2025年蒙西交易方案的最大看点是新增了“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、风险防范系数将有所放大、将造成用户与新能源场站结算电价急剧分化。

蒙西

2025年交易方案

蒙西区内电力市场交易规模2900亿千瓦时，符合入市条件的燃煤、风电、光伏可参与市场。常规风电、光伏保量保价390小时、320小时。

较2024年主要变化

2025年，中长期合约限价变为按15分钟限价，取消了峰平谷时段价格比例的要求，价格上限有所降低；取消超缺额回收机制，增加月度签约比例上下限考核机制；进一步放开市场限制取消日清分节点电价下限约束。

03 东北电网区域

东北电网区域，除吉林因新能源价格意见尚未统一暂未发布，其他省份2025年电力交易方案均已发布。黑龙江新能源入市方式的“高速转弯”与12月底的现货“卡点检票”、其走出电改深水区的魄力和决心可见一斑，今年现货进程势必加快；蒙东的市场环境老生常谈，暂无太大变化。

蒙东

2025年交易方案

蒙东区内电力市场交易电量规模约351亿千瓦时。补贴风电、光伏优先发电小时790小时、635小时，分布式能源全额保量保价。

较2024年主要变化

2025年放开用户侧打捆购电比例限制，增加新能源年度交易不得低于60%，按照补贴新能源、火电、平价新能源开展交易，同时从月结年清改为月结月清。

黑龙江

2025年交易方案

2025年黑龙江不控制省内电力市场交易规模，省内燃煤全部入市，平价风电、光伏保障性小时分别700小时、450小时。

较2024年主要变化

2025年黑龙江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。

辽宁

2025年交易方案

未提及市场规模，燃煤发电、集中式新能源优先发电以外电量全部入市。

较2024年主要变化

拟于3月1日起，开展辽宁电力现货市场连续结算试运行。

吉林

较2024年主要变化

基数分配小时数下降（平价风电1200h，补贴风电700h，光伏800h），结算执行峰谷分时段月清月结，分时电价调整（中午谷段增加），新能源交易价格进行限价，最高交易价格为333.94元/MWh。

04 华东电网区域

华东各省均已发布2025年年度方案，苏浙两省电力市场建设稳步推进，浙江风光机组部分进现货结算、江苏风光机组的保量保价小时数大幅缩水，带来市场化程度提升但低价风险加大；安徽紧跟趋势要求2025年1月备案的分布式光伏全部参与绿电交易。

安徽

2025年交易方案

未提及市场规模，除皖电东送的燃煤发电全部入市，除居民农业的用户全部入市，平价新能源全部参与绿电（根据后续绿色电力交易实施方案，平价新能源可同火电同步参与日滚动撮合电能量交易）。

较2024年主要变化

一是1、7、8、12月份年度中长期交易合同电量比例考核纳入迎峰度夏、度冬考核范畴，二是合同偏差电量考核放宽到正负15%，三是2025年1月备案的分布式光伏全部参与绿电交易，四是新能源可参与日滚动撮合电能量交易。

福建

2025年交易方案

直接交易规模2400亿千瓦时，市场化机组包括燃煤发电、核电、集中式风电等，10千伏及以上工商业用户原则上全部入市。

较2024年主要变化

主要从扩大市场化电源、加强衔接现货市场、优化绿电交易机制和强化市场管理等几个方面优化。

江苏

2025年交易方案

未提及市场规模。燃煤机组原则上全部入市；平价新能源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，不参与绿电的集中式光伏、风电保量保价小时数分别400、800小时。

较2024年主要变化

2025年参与常规交易的集中式风光机组保量保价利用小时数大幅缩水，要求补贴类集中式新能源入市，分布式新能源可参加月度、月内绿电交易。

上海

2025年交易方案

未提及市场规模，本市9家燃煤企业原则上全部入市，皖电东送送上海电量参与本市电力直接交易后、剩余电量参与本市代理购电交易。

较2024年主要变化

新增了对本市燃煤中长期签约比例不低于预估发电量的80%；中长期市场要实现按工作日连续开市，下半年转正式运营。

浙江

2025年交易方案

未提及市场规模，煤电90%以上参与中长期交易、其余电量进现货；风电、光伏自愿参与绿电交易，其中统调机组10%进现货、90%执行政府定价。

较2024年主要变化

中长期交易电量占比由不低于95%下调至90%，统调新能源10%电量参与现货结算。

05 华中电网区域

华中区域均已发布2025年年度方案，各省不同程度提到了推动分布式光伏入市，江西提出力争2025年开展长周期结算试运行。

湖北

2025年交易方案

2025年火电全年中长期交易电量不设上限，风、光各月交易电量分别不超35、60小时。110 千伏及以上新能源直接参与中长期及现货交易，110千伏及以下可直接参与中长期并现货报量报价、未参与作为价格接受者。

较2024年主要变化

新能源发电企业被纳入中长期交易；明确新能源发电企业的交易小时数上限，对火电企业的交易价格进行了更严格的限制和回收机制，分布式新能源按国家规定执行

湖南

2025年交易方案

2025年市场交易电量1260亿千瓦时。统调公用燃煤、风电、集中式光伏不安排优先发电、全部入市获得电量。

较2024年主要变化

提出推进分布式光伏入市，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

2025年交易方案

省内燃煤原则上全部进入市场；省内风电、光伏优先满足居民、农业用电，剩余新能源电量按照政府授权中长期合约纳入电力中长期交易管理；推动工商业用户全部进入电力市场。

较2024年主要变化

明确常规电量交易与分时段电量交易同步独立开展，对各类市场主体设定交易电量签约比例下限，提高了市场化用户年度中长期签约最低比例80%。

江西

2025年交易方案

省级统调燃煤全部入市；市场化新能源60%保障性收购，剩余40%当期电量签订政府授权合约。

较2024年主要变化

提出研究推动分布式光伏参与市场化交易，将适时完善分时段交易模式，2025年开展现货连续结算试运行。

06

西北电网区域

西北区域中，甘肃发布年度交易方案用于指导年度交易，其余省份均已发布2025年年度方案，主要在交易方式、边界条件、限制比例等方面进行调整，另外优先发电小时数有所缩减。

新疆

2025年交易方案

2025年市场化交易1500亿千瓦时。风电优先发电895小时；光伏项目优先发电500小时。

较2024年主要变化

2025年在交易时段划分上更加注重与现货市场的衔接，对年度交易签约比例提出了更明确的要求。

甘肃

2025年交易方案

新能源企业主要参与年度双边、集中竞价、代理购电挂牌交易。常规风电优先发电120小时，常规光伏优先发电100小时，保障性风电优先发电1560小时，保障性光伏优先发电1300小时。

较2024年主要变化

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。

宁夏

2025年交易方案

除优先发用电，区内交易规模895亿千瓦时。除提名新能源场站，其他风电233.8小时、其他光伏155.85小时。

较2024年主要变化

2025年用户与新能源年度交易新增双边协商方式；降低了用户正偏差电量的K值；日融合交易采用多轮次集中竞价方式开展，每15分钟集中出清一次。

陕西

2025年交易方案

燃煤机组全部入市，集中式风光除优先发电外全部入市，集中式风电、光伏优先发电小时数分别为417、293小时。

较2024年主要变化

2025年用户与新能源年度交易新增双边协商方式，新增多年交易；中长期年度缺额签约电量的超额获益回收机制，激励年度签约。

青海

2025年交易方案

单机容量135兆瓦及以上火电机组，集中并网光伏、风电企业参与电力市场化交易。

较2024年主要变化

年度签约比例下降至省内市场化电量的70%，新能源签约量占比年发电量降低至50%。

07

西南电网区域

西南区域中，重庆发了中长期交易规则，川藏两省均已发布2025年年度方案，四川2025年方案调整较多，重点主要实现在“水火风光同台竞争、分时签约衔接现货、零售市场防控风险”，并相应优化调整市场交易类型。

四川

2025年交易方案

省调直调水电、燃煤、风电、光伏直接参与市场化交易。

较2024年主要变化

2025年水火风光同台竞争、分时签约衔接现货，优化调整了市场交易类型。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。

西藏

2025年交易方案

2025年安排年度交易电量不超过20亿千瓦时，其中集中式新能源不超过6亿千瓦时。

重庆

2025年交易方案

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。

08 南方电网区域

南方区域均已发布2025年年度方案。广东率先下调新能源基数电量比例，广西调整了政府授权合约机制，由此可能导致新能源收益风险提高。

广东

2025年交易方案

2025年市场规模约6500亿千瓦时。燃煤电厂、燃气电厂、新能源参与市场交易。

较2024年主要变化

2025年220千伏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年新并网的新能源50%按基数、40%按年度或月度、10%按现货价格结算。

广西

2025年交易方案

地调以上燃煤、集中式风光全电量入市，丰水期视情况放开水电入市。

较2024年主要变化

取消风、光等效利用小时数；政府授权合约价格由380变为绿电375、常规360，取消24年的调节系数kc；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。

海南

2025年交易方案

预计262亿千瓦时，统调集中式风电、光伏政府核准的容量50MW及以上的场站优发电量外的可参与市场交易。

较2024年主要变化

2024年新能源不参与交易。

云南

2025年交易方案

存量电站汛期上网电量作为优先发电量，增量场站全容量入市、参与清洁能源市场交易。

贵州

2025年交易方案

2025年年度中长期交易签约规模不低于780亿千瓦时，风电、光伏新能源原则上优先开展绿色电力交易，后期择机组织新能源电能量交易。