各省密集发布2025年电力市场交易通知，明确2025年电力交易电量、交易规则、电价政策、新能源入市交易规则。目前，广东、新疆、浙江、江苏、湖北、辽宁、宁夏、陕西、黑龙江、山东、内蒙古、河北等12个省份发布电力交易方案，明确2025年交易规则。
梳理各省电力交易方案，2025年电力交易市场比例进一步提高；新能源入市比例大幅提升，交易电价预期下降，保障性并网小时数不断下降；分布式能源被推向市场；电力现货市场交易提速，国内已有21个地区放开全部或部分集中式新能源电量进入现货市场。根据中国电力企业联合会发布《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》，2029年全国统一电力市场全面建成，新能源全面参与电力市场交易。
从各省的交易政策看，山东省政府在《关于健全完善新能源消纳体系机制促进能源高质量发展的若干措施》中明确，2025年到2026年新增风电项目（含分散式风电，）可自主选择全电量或30%发电量参与电力市场，新增光伏发电项目（含分布式光伏，下同）可自主选择全电量或15%发电量参与电力市场，实施过程中根据国家政策要求变化优化调整，2030年则全面入市。
江苏发改委、江苏能源监管提出，2025年集中式光伏、风电项目若不参加绿电交易，则全年保量保价收购小时数仅分别为400、800小时，每月上网电量扣除保量保价部分外，其余电量为保量竞价部分。
广东省能源局、国家能源局南方监管局明确，220kV及以上电压等级的中调调管风电场站、光伏电站全部作为市场交易电源，参与中长期、现货和绿电交易，原则上按实际上网电量的70%安排基数电量。
1、新能源发电保障利用小时数大幅下降
尽管各省能源结构、市场基础等实际状况存在显著差异，但电力市场交易呈现相同的特点。一方面，优先发电小时数呈持续缩减态势，这意味着新能源发电企业传统的保障性发电时段被压缩，迫使企业不得不更多地投身市场竞争，凭借自身实力争取发电份额；另一方面，超出优先发电小时数的部分电量必须全面进入市场交易环节，直面市场的供需博弈。与此同时，部分省份非扶贫、非领跑者项目及补贴退坡的存量新能源项目，也被纳入市场交易范畴。
从各省新能源参与市场化交易的政策导向看，浙江省明确2025年统调风电、光伏自愿参与中长期市场绿电交易，10%电量通过现货市场交易，90%电量（暂定）分配政府授权合约，执行政府定价；非统调风电、光伏自愿参与中长期市场绿电交易，其中分布式以聚合方式参与。
江苏2025方案中明确，参与绿电交易的集中式风光机组2025年保量保价利用小时数分别为800和400小时，较去年减少1000和500小时，剩余部分为保量竞价交易，参与省内中长期常规交易。
广东省方案则要求220kV及以上电压等级的中调风光伏电站（2025年前并网）全部作为市场交易电源，参与中长期、现货和绿电交易，原则上按实际上网电量的70%安排基数电量，同比下降20个百分点，2025年新并网的风光机组基数电量调整为50%。
云南方案提出，在发电侧，火电与水电、风电、光伏按照相同方式参与交易，对燃煤火电等实行政府授权合约，按政府授权合约电价与市场参考电价进行差价结算，实现了水火同台竞价交易。在用电侧，电力用户不再打捆配置非水电量，促进了市场充分竞争。
四川2025年，风电项目保障性利用小时400(枯水期220小时、丰水期180小时)确定，光伏项目利用小时300小时(枯水期170小时、丰水期130小时)确定；对租赁配储和电源侧配储项目的风光电站给予150小时(枯水期50小时、丰水期100小时)倾斜支持；扶贫光伏按资源条件对应的发电能力全额安排为优先发电规模计划；竞价项目按竞价文件确定的方式安排。
陕西2025年市场化风电、光伏保障小时数分别为417小时、293小时。对2024年12月20日前已在陕西电力交易平台注册的185个集中式风电项目和231个集中式光伏项目分别下达优先发电量计划 44.2、50.3 亿千瓦时，合计 108.4 亿千瓦时。对2024年12月21日及以后进入商业运营的市场化风电、光伏发电机组，分别预留优先发电量 7 亿千瓦时、4.5 亿千瓦时。
相比集中式电站的稳步入市，分布式光伏“入市”之举为市场带来了更为强烈的冲击。
继浙江和江苏率先开启分布式光伏市场化尝试之后，河北果断按下入市“强制键”。11月19日，河北省发改委发布《关于印发河北南网分布式光伏参与电力市场工作方案的通知》，规定河北南网范围内分布式光伏入市的原则是先增量后存量、先商用后户用、先试点后推广；从2027年开始，除自然人户用之外，其他全部分布式光伏项目、全部电量均要入市。其中，工商业分布式光伏今年按上网电量20%开展入市试点。这份迄今最详尽的分布式光伏入市路线图，为其后全国分布式光伏入市提供了重要参考。
12月3日，河北省发改委印发《冀北电网分布式光伏参与电力市场工作方案的通知》，通知提出接入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，鼓励采用聚合方式参与交易。
同样作为分布式光伏大省，山东于日前发布重磅新规，2025年到2026年新增分布式光伏可自主选择全电量或15%发电量参与电力市场。其中是否囊括自然人户用分布式光伏项目，还须进一步等待该省2025年电力市场交易方案。广东、陕西也鼓励分布式新能源直接或以聚合虚拟电厂方式参与电力市场交易。
2、电力长协价格大幅下探，低电价周期来临
在电价层面，2024年12月23日，广东电力交易中心公布广东电力市场2025年度交易及年度绿电交易结果。广东省2025年度交易总成交量3410.94亿千瓦时，成交均价391.86厘/千瓦时。这一结果比此前预计价格更低。
广东并非2025年年度交易中唯一出现降价情况的省份。经济强省江苏近期公布的年度交易成果显示，年度交易总成交量高达3282.2亿千瓦时，加权均价为0.41245元/千瓦时。尽管这一价格仍高于燃煤标杆电价0.391元/千瓦时，但与2024年年度交易0.45294元/千瓦时的加权均价相比，降幅已然达到9%。
图表：各省2025年电力市场交易电价变化分析
从部分省份电价走势来看，2025年电力长协价格整体呈现下行态势，这背后是市场供需关系的深刻变革以及成本要素对电价的强力塑造。电力长协价格必将持续受到市场多元因素的交互影响，诸如经济发展增速、产业结构调整、能源政策导向等，不确定性将长期存在。
3、电力现货交易提速，21地区集中式新能源进入现货交易
目前，我国电力市场电力中长期与现货市场协同开展，多层次电力市场体系逐步完善。电力中长期交易已在全国范围内常态化运行，交易周期覆盖多年到多日，中长期交易电量占市场化电量比重超90%，充分发挥“压舱石”作用，稳定了总体市场规模和交易价格。
与此同时，电力现货市场也在稳步推进之中。目前，国内已经有山西、广东、山东、甘肃等4个省份电力现货正式运行，蒙西、浙江、福建、四川均已开展结算试运行；第二批6个试点地区上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北也均已启动结算试运行。
基于此背景，新能源参与电力现货交易成为可能。不完全统计，国内已有21个地区放开全部或部分集中式新能源电量进入现货市场；17个地区允许（新型）储能参与现货市场，12个地区允许虚拟电厂参与现货市场；山西、广东、山东、浙江等地允许抽水蓄能参与现货交易；广东、山东、福建、浙江、江苏、辽宁等地允许核电参与现货交易；甘肃、四川、南方区域等地允许水电参与现货交易。
用户侧方面，除甘肃发用双侧均报量报价外，用户侧报量不报价依然是“主流”。不过，广东省能源局、国家能源局南方监管局发布的《关于2025年电力市场交易有关事项的通知》提出，适时开展现货市场双边报量报价试点交易。国家能源局山东监管办公室、山东省发改委、山东省能源局发布的《山东电力市场规则(试行)》也明确，具备条件时，采取“发电侧报量报价、用户侧报量报价”模式。
新能源加速入市，对于项目的投资收益产生重要影响，可能成为影响新能源规模扩张的因素。行业专家认为，新能源入市的重要前提是稳规模、促发展，核心要保障新能源的稳定收益。在2025年近中期目标的实施阶段，保障性收购和市场化交易相结合的方式，对于支持新能源项目的发展将起重要作用。可以在部分现货市场的增量项目中，参考价差合约这类先进的政策工具，为新能源发电项目提供政策保障。
