⚡ 新能源与各省电力交易政策
本篇笔记系统汇总了中国新能源参与电力中长期市场、绿色电力交易、现货市场的政策大表，梳理了2025年交易新规，并重点整理了西部区域（四川、甘肃、新疆、青海等）及其他典型省份（山东、黑龙江等）的最新电力市场交易规则。
⚠️ 过时政策提示
本篇笔记整理的新能源及各省电力交易政策包含历史政策汇总，属于 过时政策 ，目前 并未持续更新 。具体执行政策请以各地交易中心最新公告为准。
一、 新能源参与中长期市场情况
新能源参与中长期常规电能量交易根据各省份的规则不同，主要分为“全电量入市”与“部分电量入市”两类地区。
1.1 常规电能量交易（全电量入市地区）
| 省份 | 市场化交易电量 | 市场化交易电价 |
|---|---|---|
| 青海 | 集中并网新能源企业（除扶贫、特许经营权、存量光热发电项目，光伏应用领跑者基地保障利用小时以内发电量）全部参与市场交易。 | 实行峰谷电价，尖、峰、谷电价在平电价的基础上分别上浮 100% 、 63% 、下浮 65% 执行。 |
1.2 常规电能量交易（部分电量入市地区）
| 类型 | 省份 | 市场化交易电量 | 市场化交易电价 | 政策出处与备注 |
|---|---|---|---|---|
| 交易电量、交易电价均明确地区 | 新疆 | 非平价风光项目超过 1330小时 、 800小时 参与市场化交易。（列入第一批发电侧光伏储能联合运行试点的项目再增加 100小时 ） | 平段为 250 ×（1 ± 20%） 元/MWh，峰/尖峰时段下限为平段价格 ×（1 + P峰/P尖），谷/深谷时段上限为平段价格 ×（1 － P谷/P深谷）（P为各时段浮动比例）。 | 《新疆维吾尔自治区2024年电力中长期交易实施方案》（2023.12.8） |
| 四川 | 风电项目利用小时数暂按 800小时 确定（枯水期 500小时 、丰水期 300小时 ），剩余电量先参与绿电交易，再参与常规市场交易。 | 丰水期上、下限为原水电标杆上网电价 278.2元/MWh 按水期浮动后价格、浮动后再下浮 40% 考虑；平、枯水期交易电价上下限为 278.2元/MWh 按水期浮动后上下浮 20% 。 | 《四川省2024年省内电力市场交易总体方案》等（2023.12.29） | |
| 广西 | 风电、光伏超过等效上网电量 800小时 、 500小时 的电量参与市场化交易。 | （1）超出部分集中式风电、光伏发电企业为 0.38元/kWh 。 （2）实行峰谷电价，平段为广西燃煤基准电价，峰段可上调基准价 ×（1.5 - 1），峰谷可下调基准价 ×（1 - 0.5），峰尖可上调基准价 ×（1.5 ×（1 + 0.2）- 1）。 | 《关于2023年广西电力市场交易实施方案的通知》及相关补充（2023.12.29、2024.1.7） | |
| 辽宁 | 补贴的风光机组优先发电小时数为 1650小时 、 1300小时 ，平价无补贴的风光机组优先发电小时不高于 1850小时 、 1300小时 ，超过部分参与市场化交易。 | 风光项目高峰时段价格上限为 646.39元/MWh ，平时段价格上限为 374.9元/MWh ，低谷时段价格上限为 137.35元/MWh 。 | 辽宁省年度交易大纲 | |
| 河北（冀南） | 冬季、夏季入市比例暂定为 20% ；春季、秋季入市比例暂定为 30% 。 | 高峰和低谷时段价格在平段电价基础上分别上下浮动 70% ，尖峰时段价格在高峰电价基础上上浮 20% 。 | 《河北南部电网2024年电力中长期交易工作方案》（2023.12.14） | |
| 福建 | 2024年，省调统调的风电机组约 220亿kWh 可参与市场交易。（光伏暂缓） | 以平段电价为基础，峰时段上浮 58% ，谷时段下浮 63% ，尖峰电价上浮 80% 。 | 《2024年福建省电力中长期市场交易方案》等（2023.12.21、2023.11.28） | |
| 广东 | 自 2024年1月 起，省内220kV及以上电压等级的中调调管风电、光伏全部参与市场交易，可同时参与绿电交易。 | 2024年，市场参考价为 0.463元/kWh ，年度交易成交均价上限暂定为 0.554元/kWh ，下限暂定为 0.372元/kWh 。 | 《广东省2024年电力市场交易有关事项的通知》（2023.11.30） | |
| 黑龙江 | 平价（含低价）的风电、光伏保障性小时数暂按 1950小时 、 1300小时 确定，剩余电量全部进入市场交易，其他风电、光伏发电全部进入市场交易。 | 按照“基准价+上下浮动”的市场化价格机制要求，设定市场交易价格上下限，高耗能用户市场交易价格不受上浮 20% 限制。 | 黑龙江省常规中长期方案 | |
| 交易电量明确、交易电价模糊地区 | 山东 | 参与中长期交易的新能源，则全电量参与现货市场；未参与中长期交易的新能源， 10% 预计当期电量参与现货市场。 | 中长期交易申报价格设置上、下限。分时段交易申报价格上、下限参照现货市场申报价格上、下限执行。 | 山东电力现货与中长期衔接规则 |
| 云南 | 明确新增合规新能源项目全电量参与清洁能源市场，并按照清洁能源市场规则进行交易和结算。 | 风电项目月度上网电量的 50% （上半年）或 45% （下半年度）在清洁能源市场交易均价基础上补偿至云南省燃煤发电基准价。 | 《省发展改革委进一步完善新能源上网电价政策》（2023.12.15） | |
| 内蒙（蒙西） | 常规风电 300小时 、特许权项目和低价项目 2000小时 以外的电量参与电力市场。 | 采用燃煤基准价或竞价价格。 | 《关于做好2024年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜的通知》（2024.2.4） | |
| 内蒙（蒙东） | 有补贴风电 890小时 、风电供热试点项目和特许权项目 1900小时 （含外送电）以外的电量，按照“保量竞价”方式参与电力市场。 | 不超过燃煤发电基准价格。 | 《关于做好2024年内蒙古东部电力交易市场中长期交易有关事宜的通知》（2024.2.4） | |
| 贵州 | 风电：机组容量乘以 1800小时 的 120% ；光伏：机组容量乘以 1100小时 的 120% 。（包含绿电与新能源常规交易总量） | 未查询到明确的独立限制规定，随大盘波动。 | 贵州省常规交易规范 | |
| 交易电量、交易电价均模糊地区 | 甘肃 | 年度可交易空间由调度机构测算，通过交易平台发布。 | 峰、谷、平各段交易基准价格为燃煤基准价格乘以峰谷分时系数（峰段系数 = 1.5，平段系数 = 1，谷段系数 = 0.5）。 | 《甘肃省2024年省内电力市场中长期年度交易组织方案》（2023.10.27） |
| 宁夏 | 除优先发电、优先用电计划以外电量全部进入市场。 | 平段价格不超过基准电价，峰、谷段价格浮动不超过平段价格的 30% 。 | 《关于做好2024年电力中长期交易有关事项的通知》（2023.12.7） | |
| 山西 | 待国家和我省绿证交易、绿电交易机制进一步完善后，适时推动平价新能源项目参与电力市场交易。 | 平段基准价为 332元/MWh ，上下浮动不超过燃煤基准价 ×（1 ± 20%）×（1 ± 该时段分时电价政策浮动比例）×（1 ± 20%）。 | 山西电力交易通知 | |
| 陕西 | 除优先发电（ 2021年 为 1700小时 ）之外的电量全部进入市场。 | 市场化交易上网电价高峰时段在平段电价基础上上浮 40% 、低谷时段在平段电价基础上下浮 60% 。 | 《陕西省2024年电力中长期市场化交易实施方案》等（2021.1.20、2023.12.7、2024.6.20） | |
| 吉林 | 非燃煤发电企业优先发电以外电量参与市场。 | 按照“基准价+上下浮动”的市场化价格机制要求，设定市场交易价格上下限，高耗能用户交易不受上限限制。 | 《关于开展2023年电力市场交易有关工作的通知》 | |
| 河南 | 优先发电以外的电量，纳入电力中长期交易。 | 除扶贫光伏电量外，省内风电、光伏电量按不高于燃煤发电基准价参与市场交易。 | 《关于河南省2024年电力交易有关事项的通知》（2024.1.11） | |
| 湖南 | 风电和集中式光伏电站（不含扶贫项目）均不安排优先发电计划，通过市场交易获得电量。 | 年度交易中申报交易价差，价差申报范围为 0 至 -2分/kWh 。 | 《2024年湖南省电力市场中长期交易方案》（2023.12.29） |
二、 绿色电力交易
绿色电力交易以绿色电力产品为标的，其价格通常由“电能量价格”与“环境价值”（环境溢价）两部分组成。
2.1 入市电量直接参与绿电交易地区
| 省份 | 市场化交易电量 | 市场化交易电价 / 环境权益价值 | 备注与参考电价 |
|---|---|---|---|
| 浙江 | 风电企业每月上限按 300利用小时数 、光伏企业每月上限按 200利用小时数 核定。 | 环境权益价值暂定最低不低于 10元/MWh ，最高不高于 30元/MWh 。 | 绿电价格 = 电能量价格 + 环境价值。 国网区域：绿电价格较燃煤基准电价高约 8分/kWh ； 南网区域：绿电价格较燃煤基准电价高约 5~6分/kWh 。 |
| 江苏 | 集中式光伏年度绿电交易不超过 900小时 ，集中式风电绿电年度交易不超过 1800小时 。 | 交易价格双边协商确定。 | 参考历史数据：绿电交易成交均价为 462.88元/MWh 。 |
| 北京 | 光伏、风电全部参与绿电交易。 | 参考国网经营区平价绿证市场上一结算周期（自然月）的平均价格。 | 《北京市2024年电力市场化交易方案》 |
| 冀北 | 新能源企业年度分月、月度交易上限，暂按前三年分地市当月平均利用小时的 50% 确定（平价新能源项目按 60% 确定）。 | 绿电交易平段价格浮动不受 20% 范围限制。高峰电价不低于平段的 1.5倍 ，低谷不高于平段的 0.5倍 ，尖峰不低于平段的 1.8倍 。环境价值若未明确，则取国网平价绿证月成交均价。 | 《冀北电网2024年电力中长期交易工作方案》（2023.11.29） |
| 天津 | 光伏、风电全部参与绿电交易。 | 绿电电能量价格应在“本地燃煤基准价 ± 20%”范围内。环境价值取值不得为零，上限为 50元/MWh 。 | 《天津市绿电交易工作方案（2024年修订版）》（2023.11.7） |
2.2 入市电量部分参与绿电交易地区
- 贵州：风电机组容量乘以 1800小时 的 120% ，光伏机组容量乘以 1100小时 的 120% 为绿色电力交易与常规交易的总额。绿色电力交易电能量价格根据申报形成，环境溢价在此基础上单列。
- 山西、新疆、湖南、陕西、云南、广东、四川、福建、广西、河北、甘肃、宁夏、山东等地：绿电交易采用双边协商、挂牌、集中竞价等方式确定交易量和电价，申报绝对价格，包含电能量价格与环境溢价。
三、 新能源参与现货市场情况
目前，第一批现货试点省份与第二批试点省份均已逐步开展新能源进入现货市场的建设与试运行。
3.1 第一批现货试点省份
| 省份 | 现货市场阶段 | 电源侧参与范围 | 新能源参与方式 | 用户参与方式 | 现货价格限制（元/兆瓦时） |
|---|---|---|---|---|---|
| 山西 | 2023年12月22日 正式运行 | 省内公用火电、新能源、独立储能、抽水蓄能、虚拟电厂 | 报量、不报价、优先出清 | 报量、不报价 | 申报下限 0 ，上限 1500 ；出清下限 0 ，上限 1500 |
| 广东 | 2023年12月28日 正式运行 | 省内煤电、气电、核电、风电、光伏 | 报量、报价 | 报量、不报价 | 申报下限 0 ，上限按燃煤成本每周动态调整；出清下限 0 ，上限 1500 |
| 山东 | 2024年6月 正式运行 | 火电、集中式风电、集中式光伏、独立储能 | 报量、报价 | 报量、不报价 | 申报下限 -80 ，上限 1300 ；出清下限 -100 ，上限 1500 （允许负电价） |
| 甘肃 | 2024年9月 正式运行 | 公网火电、市场化水电、存量新能源、平价新能源 | 报量、报价 | 报量、报价 | 申报下限 40 ，上限 650 ；出清下限 40 ，上限 650 |
| 蒙西 | 连续结算试运行 | 煤电、新能源 | 报量、报价、公平竞争 | 不报量、不报价 | 申报下限 0 ，上限 1500 ；出清下限未设置，上限 5180 |
| 浙江 | 调电试运行 | 燃煤发电企业 | 暂不参与 | 不报量、不报价 | 申报下限 -200 ，上限 800 ；出清下限 -200 ，上限 1200 |
| 福建 | 结算试运行 | 省内统调常规纯凝火电 | 不报量、不报价 | 不报量、不报价 | 申报下限 0 ，上限 1000 ；出清下限 0 ，上限 1000 |
| 四川 | 结算试运行 | 火电、新能源 | 报量、报价、公平竞争 | 报量、报价 | 申报下限 377 ，上限 625.87 ；出清下限 377 ，上限 626 |
3.2 第二批试点省份
| 省份 | 现货市场进展 | 运行时间 | 电源侧参与范围 | 新能源参与方式 | 用户参与方式 | 现货价格限制（元/兆瓦时） |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 上海 | 调电试运行 | 分 2次 ，共 16天 | 统调共用常规燃煤机组及 5家 燃机电厂 | 暂不参与 | 不报量、不报价 | 申报下限 0 ，上限 1500 ；出清下限 0 ，上限 1800 |
| 江苏 | 结算试运行 | 1个月 | 单机 10万千瓦 以上统调公用燃煤机组、核电机组 | 暂不参与 | 不报量、不报价 | 申报下限 0 ，上限 1500 ；出清下限未设置，上限 5180 |
| 安徽 | 结算试运行 | 分 4次 ，共 47天 | 省调公用煤电机组（ 10万千瓦 及以上）、 2022年 及以后省调平价新能源场站、独立储能电站 | 报量、不报价、优先出清 | 报量报价 与 报量不报价均有 | 申报下限 0 ，上限 800 ；出清下限 0 ，上限 800 |
| 辽宁 | 结算试运行 | 分 2次 ，共 33天 | 省内公用火电、集中式新能源、核电 | 报量、不报价、优先出清 | 报量、不报价 | 申报下限 0 ，上限 1500 ；出清下限 0 ，上限 1500 |
| 河南 | 结算试运行 | 1个月 | 集中式新能源、参与中长期交易的燃煤发电企业 | 报量、不报价、优先出清 | 报量、不报价 | 申报下限 50 ，上限 1200 ；出清下限 50 ，上限 1200 |
| 湖北 | 结算试运行 | 3个月 | 统调共用燃煤机组、110千伏以上新能源场站 | 报量、报价、公平竞争 | 不报量、不报价 | 申报下限 0 ，上限 1000 ；出清下限 0 ，上限 1200 |
四、 2025年电力市场交易政策梳理
随着改革的深入， 2025年 电力市场交易政策在多个方向展开细化：
- 具体可参考：2025年电力市场交易政策梳理的飞书文档。
五、 西部区域与重点省份具体政策
5.1 四川省
- 核心文件：《四川省2024年省内电力市场交易总体方案》、《四川电力中长期交易规则（2024年修订版征求意见稿）》、《四川电力中长期交易规则（2021版）》、《四川省2025年省内电力市场交易总体方案》。
- 风光保障收购小时数调整（重要变化） ：
- 风电和光伏的保障收购小时数大幅下降（分别从 800小时 和 600小时 降至 400小时 和 300小时 ），同时对配建储能的项目给予额外支持。
- 优先发电量（保障小时数以内）之外的部分，可自主参与绿电交易、绿证交易或其他符合条件的市场化交易。
5.2 重庆市
- 核心规则：《重庆市电力中长期交易规则》（华中监能市场﹝2022﹞217号）、《重庆电力调频辅助服务市场运营规则》（华中监能市场〔2022〕264号）。
5.3 西藏自治区
- 核心规则：《西藏自治区电力中长期交易实施细则》（华中监能市场〔2021〕196号）。
5.4 甘肃省
- 核心文件：《甘肃省2024年省内电力中长期年度交易组织方案》、《甘肃省电力中长期交易实施细则》（甘监能市场〔2023〕161号）、《甘肃电力现货市场规则》（甘工信发〔2024〕193号）、《甘肃省电力辅助服务市场运营规则（试行）》（甘监能市场〔2022〕238号）。
- 甘肃中长期交易品种与规则 ：
- 品种：直接交易（电力用户与发电企业直接交易）、跨区跨省交易、合同交易（含转让和回购）、自备电厂发电权置换交易、电网代理购电、绿色电力交易、D+3融合交易等。
- 交易方式：双边协商、集中竞价、滚动撮合、挂牌交易。
- 双边协商：自主协商曲线与价格。
- 集中竞价：按典型负荷曲线或分时段竞价，价格相同时售电方按 “清洁能源优先、节能环保优先” 出清。
- 滚动撮合：按 “时间优先、价格优先、节能环保优先” 撮合，撮合价格通常取双方申报的均价。
- 挂牌交易：按照摘牌 “时间优先” 出清（以每 15分钟 为时段，同一时段内摘牌时间优先级相同，电量按申报比例等比例分配）。
- 甘肃日前现货市场 ：
- 按日组织，每日出清次日 96个 时段（以 15分钟 为一单元）。
- 发用双侧分段报价、集中优化出清。
- 报价相同时，清洁能源优先于煤电机组中标；新能源之间相同时，按照装机容量比例分摊。
- 申报内容包括：发电机组电能量报价曲线（元/MWh）、煤电机组启动费用（元/次）、火电机组出力上下限限制（MW）。
- 甘肃实时现货市场 ：
- 以 15分钟 为间隔滚动出清未来 15分钟至2小时 的节点电价和机组出力曲线，采用安全约束经济调度（SCED）算法。报价相同时同样遵循清洁能源优先。
- 甘肃辅助服务交易 ：
- 调峰容量交易：针对火电灵活性改造成本和独立储能投资成本，按调节容量竞价。自备电厂不参与，与其用户视为整体参与需求响应。
- 需求响应交易：削峰或填谷响应，包含约定（日前）与应急（日内）响应。 1000千瓦 以上用户及 5000千瓦 以上负荷聚合商可直接参与。
- 调频辅助服务交易：AGC 自动控制，调节效果按调频里程核算。申报未来一周每日 96点 调频价格，报价上限暂定为 12元/兆瓦 。
5.5 青海省
- 核心文件：青海省能源局《关于开展2024年电力市场交易有关事项的通知》、《青海省电力中长期交易规则》（西北监能市场〔2021〕19号）。
5.6 宁夏回族自治区
- 核心文件：宁夏回族自治区《关于做好2024年电力中长期交易有关事项的通知》、《宁夏回族自治区电力中长期交易规则》（西北监能市场〔2023〕4号）、《宁夏电力现货市场试运行规则（第四次结算试运行）》（宁发改运行〔2024〕793号）。
5.7 新疆维吾尔自治区
- 核心文件：《新疆维吾尔自治区2024年电力中长期交易实施方案》、《新疆电力中长期交易实施细则》（新监能市场〔2022〕93号）。
5.8 山西省（已建现货）
- 核心文件：《电力市场规则体系(V14.0)》（晋能源规〔2024〕1号）。
- 规则要点：包含准入退出、计量管理、信用管理、零售细则、现货细则、与现货衔接的中长期及辅助服务条款、电费结算细则、省间现货购电、第三方运行监测评估以及绿电交易细则等。
5.9 山东省（已建现货）
- 核心规则：《关于印发〈山东电力市场规则(试行)〉的通知》（鲁监能市场规〔2024〕24号），自 2024年5月1日起 执行。
- 新能源消纳新政： 2024年12月19日 ，山东省印发 《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》（鲁政办字〔2024〕163号）。
- 入市时间表 ： 2025年到2026年 ，新增风电项目可自主选择 全电量或30% 发电量参与电力市场；新增光伏项目可自主选择 全电量或15% 发电量入市。 2030年起 ，新增风电、光伏项目实现 全面入市 。
- 云储能建设 ：分布式储能可以“云储能”方式聚合参与市场，研究出台云储能省级地方标准。
- 消纳接入目标 ：加快配电网升级，到 2025年 全省电网分布式光伏接入能力达到 5500万千瓦 左右，到 2030年 达到 8000万千瓦 左右。
5.10 黑龙江省
- 核心政策：《关于做好黑龙江省2025年电力市场交易的通知》。
- 主要政策变化：
- 市场范围放开 ：除居民、农业用电外，其他电量全面入市，不限总体规模。
- 新能源保障小时数骤减 ：平价风电保障小时数由以前的 1950小时 大幅下调至 700小时 ；平价光伏保障小时数由以前的 1300小时 大幅下调至 450小时 。剩余电量全部市场化交易。
- 分时段交易机制 ：按照 黑发改价格函〔2024〕291号 文要求，中长期合约从电量交易全面转向 “分时段交易、分时段计量、分时段结算” 的分时段电力交易。