据能源圈了解到，2024年，我国新能源装机占比继续稳步提升，多省（区）新能源发电装机占比突破50%。据《中国电力报》统计，我国已有14个省（区）新能源装机在整个电源结构中占比居首。

2024年11月，在国家能源局的统筹组织下，中国电力企业联合会联合多家单位共同发布《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》，明确2029年前，实现新能源全面参与市场。

2024岁末2025年初，多地陆续发布2025年电力市场交易相关方案，对新能源“入市”方式进行细化。例如，山东明确了包括分布式新能源在内的新增风电、光伏分别按30%和15%比例入市。本文对第一批电力现货市场建设试点甘肃、蒙西、山东、山西、广东新能源参与省级电力市场的规则要点进行更新，同时梳理了青海、宁夏、新疆、浙江、江苏等地包括分布式新能源在内的“入市”规则要点，供读者参考。多地方案提出，实施过程中将根据国家政策要求优化调整。

1.山西

截至2024年底，山西新能源装机达到6189.45万千瓦，占全省发电装机比重达50.37%。2024年新能源发电量占比19.86%，创历史新高，新能源利用率连续6年超97%。

新能源参与现货方式：自主选择“报量报价”或“报量不报价”。

新能源参与现货交易特点：当火电和新能源报价相同时，优先安排新能源出清。

现货价格上下限：暂定设置为0-1500元/兆瓦时。

新能源参与中长期交易特点：

1、没有对中长期签约比例进行限制。2、中长期分时段交易，将每天 24 小时暂分为 24 个时段，以每个时段的电量为交易标的，由各个时段的交易结果形成各经营主体的中长期合同曲线。

新能源参与绿电交易要点：无补贴新能源未进入现货市场前，与不参与现货的用户开展绿电交易的，可不必申报交易曲线；与参与现货的用户开展绿电交易的，交易曲线采用标准典型曲线。标准典型曲线原则上为风电全天一条直线，光伏8-16时一条直线。

绿电交易价格：市场初期，无补贴新能源绿电交易综合价格下限为保障性收购价格，上限为省内中长期交易上限价。

对优先发电电量的处理：1、调度机构按照“优先发电、优先安排”的原则，将各发电企业的优先发电电量等政府定价电量分解至日和时段；按照“以用定发”的匹配原则，将省内发电侧政府定价电量的 96 点曲线，以 15 分钟为周期，向选择保留政府定价电量的新能源企业分配。2、选择参与现货交易的集中式平价新能源、分布式新能源，若选择参与优先电量分配，列为第一梯次，其他新能源项目列为第二梯次。

分布式新能源参与方式：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。

参考规则：山西《电力市场规则体系（V15.0）》

2.甘肃

截至2024年10月17日，甘肃省新能源累计装机达6014万千瓦，在全省电源装机总量中占比近64%，新能源装机占比、发电量占比均排名全国第二。

甘肃省工信厅统计数据显示，目前甘肃发电企业全部进入现货市场，其中新能源发电企业占比达90%以上。

2025年起，水电企业进入市场交易。为实现甘肃水电企业绿证正常划转，水电企业以合约价格257.5元/兆瓦时参与省内电力中长期交易。年度双边协商交易、水电挂牌交易中，水电企业按分月24个时段申报电量，暂不参加年度集中竞价交易。

新能源参与现货方式：“报量报价”参与现货市场。

新能源参与现货交易特点：1、发电企业全部进入现货市场。2、新能源发电企业可以在实时市场中根据最新的预测数据调整其发电计划，包括提交新的发电能力和调整发电指令。3、新能源报价相同时，按机组装机容量比例确定中标电量。

现货价格上下限：暂定设置为40-650元/兆瓦时。

新能源参与中长期交易特点：1、取消中长期签约比例，取消人为峰平谷分段及对应的价格限制。中长期分月分时带曲线量价完全由市场形成，中长期电价各时段申报与出清成交电价按照现货电价上下限范围执行。2、采用24时段带曲线滚动交易，将各类中长期合同分解为24段电量后，在日滚动交易中便捷地进行转让。3、发电侧合同电量转让“D+3”日滚动交易，采用固化开市机制及滚动撮合交易组织方式，最短“D+3”日的交易周期与现货市场“D+2”日周期形成无缝对接。

对优先发电电量的处理：省内优先发电按“以用定发”“分月平衡”原则，曲线采用典型曲线方式确定。当优先发电电量超过优先用电电量时，将优先发电计划分为“保量保价”和“保量竞价”两部分，其中保量竞价部分通过市场化方式形成价格。

参考规则及方案：《甘肃电力现货市场管理实施细则（结算试运行暂行V3.1）》《甘肃省2025年省内电力中长期年度交易实施方案》

3.山东

截至2024年11月，山东新能源和可再生能源发电累计装机已达10642.6万千瓦，首次超过煤电，跃升为全省第一大电源类型。

2024年集中式光伏发电和风电项目已经进入电力市场，可自主选择全电量或10%电量两种方式参与市场交易。2025年起，山东省新增风电全电量或30%电量、新增光伏全电量或15%电量入市。

新能源参与现货方式：“报量报价”参与现货市场。

新能源参与现货交易特点： 1、现阶段存量新能源项目以实际上网电量的10%被动参与现货交易，日前出清电量与优发电量的差值以日前市场出清电价结算，实际上网电量与日前出清电量的差值以实时市场出清电价结算。2、鼓励集中式新能源企业自愿选择全电量参与中长期和现货交易，若以100%电量参与现货交易，自主签订中长期合约。

现货价格上下限：申报价格区间为-80—1300元/兆瓦时，出清价格区间为-100—1500元/兆瓦时。

新能源（含分布式新能源）参与市场新变化：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）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。

新能源参与中长期交易特点：1、新能源场站按自愿原则选择参与中长期电能量市场。2、曲线需分解至每日24小时，并进一步等比例分解至15分钟。

新能源参与绿色电力交易要点：将绿电交易纳入中长期交易机制。

绿电交易价格：全电量参与市场的新能源签订绿电合同时，绿电合同剔除环境溢价后，等同于省内中长期电能量合同；部分电量参与市场的新能源签订绿电合同时，参与绿电交易的电力用户绿电溢价费用事后单独从用户侧收取。

参考规则：《山东电力市场规则(试行)》《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》

4.广东

截至2024年7月，广东新能源累计并网容量突破5500万千瓦，占各类型电源总装机容量超26%。

新能源参与现货方式：“报量报价”参与现货市场。

新能源参与现货交易特点：110千伏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。

新能源参与中长期交易特点：220千伏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交易。暂未对110千伏及以下电压等级新能源参与中长期交易做出强制要求。

新能源参与绿电交易要点：绿电集中交易成交结果中，绿证（绿色环境价值）价格按照成交价格执行，电能量价格按照各自原有价格体系执行不变。

绿电交易价格：绿证（绿色环境价值）价格上限50元/兆瓦时，下限0元/兆瓦时。

对优先发电电量的处理：适时推动优先发电（含省间送电）承担交易计划偏差责任。

区域现货市场参与方式：南方区域电力现货市场结算试运行期间，广东电力现货市场出清系统结果作为备用，广东市场主体执行区域现货出清系统结果。

分布式新能源参与方式：鼓励分布式新能源以聚合虚拟电厂方式参与现货电能量交易和绿电交易。

参考规则：《广东电力市场现货电能量交易实施细则（2024年修订）》 《广东省可再生能源交易规则（试行）》 《广东省能源局 国家能源局南方监管局关于2025年电力市场交易有关事项的通知》

5.蒙西

截至2024年7月，蒙西新能源装机超过4060万千瓦，装机占比约为45%。

新能源参与现货方式：新能源全电量参与现货出清，主要通过“报量报价”方式，在特定条件下作为价格接受者进行市场出清。

新能源参与现货交易特点：1、日前出清结果仅作为日前调度运行计划，不进行财务结算，仅实时市场出清结果正式参与结算。2、现货市场内未设置新能源优先出清机制。3、实时市场可选择场站上报的超短期预测或由主站提供。

现货价格上下限：申报价格上限暂定为1500元/兆瓦时，出清价格区间暂定为0—3000元/兆瓦时。

新能源参与中长期交易特点：1、包括年度（多年）交易、月度交易和月内（多日）交易。2、电力中长期交易市场以每15分钟作为一个交割时间单元。3、合同中需明确约定每一个交割时间单元的交割电量，形成详细的电力曲线。

新能源参与绿电交易要点：鼓励新能源企业与资信良好的电力用户签订长期限的电力购买协议（PPA）。

优先保障性用户参与现货方式：全部工商业电力用户（含电网代理购电用户）、售电公司、外送电（视同为市场化用户）、居民、农业等优先保障性用户以不报量不报价方式、作为价格接受者参与现货市场出清。

对基数电量的处理：1、居民、农业用电由风电基数电量承担。在居民、农业用电负荷曲线预测线的基础上，考虑非市场机组发电后，按照各风电场装机容量比例进行分解。2、电网代购电中基数电量优先按照光伏典型发电曲线分配至光伏企业，其余部分按容量比例分配至风电企业。剩余部分市场化方式采购。

参考规则：《内蒙古电力多边交易市场规则体系（征求意见稿）》

6.青海

截至2024年11月，青海省清洁能源装机5769万千瓦，新能源装机4313万千瓦，在全国率先实现新能源发电量占比、装机占比双主体。

新能源参与现货方式：“报量报价”参与现货市场。

新能源参与现货交易特点：日前电能量市场出清结果不作为结算依据，仅为市场主体提供价格信号，日前出清结果不进行财务结算，发用双方按实时现货价格对实际发用电曲线与中长期分解曲线的偏差电量进行结算。

新能源参与中长期交易特点：1、集中并网光伏、风电企业（扶贫、特许经营权项目，光伏应用领跑者基地项目保障利用小时以内发电量除外）参与交易。2、按照年度、多月、月度及月内（多日）交易开市。

对优发电量的处理：低价优发电量补充代理购电后若代理购电量还存在缺口，则通过省内市场化购电方式补足。市场化购电通过参与场内集中交易方式（不含撮合交易）代理购电，以报量不报价方式、作为价格接受者参与市场出清。

参考规则及方案：《青海电力现货市场规则汇编（V2.0结算试运行稿）》《青海省2025年电力中长期交易方案》

7.宁夏

截至2024年年底，宁夏新能源装机达4132万千瓦，宁夏新能源装机占能源总装机的57.83%，成为宁夏第一大电源。

新能源参与现货方式：自主选择“报量报价”或“报量不报价”。

新能源参与现货交易特点：现货市场结算日，现货交易价格作为偏差结算依据，中长期日融合交易价格不再作为偏差结算依据。

现货价格上下限：申报、出清价格暂定为40-1000元/兆瓦时。

新能源参与中长期交易特点：1、日融合交易按工作日连续开市，每日（T日）组织开展T+2日融合交易，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，以统一边际价格出清。2、为保障日融合交易价格稳定，分别对峰、平、谷时段设定最低和最高限价。

新能源参与绿电交易要点：1、用户与新能源开展双边绿电交易应分别明确电能量价格和环境价格，电能量价格按照新能源与用户分时段交易价格机制执行，环境价格由双方协商确定。2、鼓励市场主体开展多年绿电交易。3、区内绿电交易暂以双边协商方式为主，适时组织开展集中竞价、挂牌交易。

对优先发电电量的处理：按照“以用定发，发用匹配”原则，确定风电、光伏、水电、燃气等各类电源优先发电计划曲线。按以下原则执行：（1）分布式电源等全额收购机组按对应电源典型曲线优先匹配优先用电典型曲线；（2）剩余优先用电计划典型曲线，按照每月各时段全网风电、光伏典型出力比例分解至风电、光伏。

参考通知：《自治区发展改革委关于做好2025年电力中长期交易有关事项的通知》

8.新疆

截至2024年10月底，新疆电网调度口径新能源装机规模达到8194万千瓦，占电源装机总规模的51%。

2024年12月，新疆完成了疆内首笔多年期绿电交易，3家公司达成了5年（2025—2029年）总量为500万千瓦时的绿电交易。

新能源参与现货方式：“报量报价”方式参与现货市场。

现货价格上下限：申报价格暂定为40-650元/兆瓦时，出清价格暂定为70-650元/兆瓦时。

新能源参与中长期交易特点：目前已形成了包括直接交易、合同交易为主，发电权交易、电采暖交易、新能源替代交易等多种交易品种为辅的新疆电力中长期市场。

新能源参与绿电交易要点：1、绿电交易执行周期扩大至5年。2、绿电交易与常规中长期交易全面融合。

市场化交易电价支持：新疆2021年起投产的新能源平价项目发电量全部纳入电力市场，目标上网电价为0.262元/千瓦时。新疆新能源平价项目疆内实际交易电价低于市场均价（按年度直接交易均价）的电量，按照市场均价与0.262元/千瓦时的价差给予电价支持，价差部分由大工业用电顺价均摊。当市场均价达到或超过0.262元/千瓦时，不再给予电价支持。

参考方案：《新疆电力现货市场调电试运行工作方案》《完善我区新能源价格机制的方案》

9.浙江

截至2024年8月底，浙江省内新能源装机规模达到5054万千瓦，同比增长32.1%。浙江全省光伏装机4110万千瓦，其中分布式光伏装机3385万千瓦，占比82.35%；风电装机636万千瓦，海上风电装机477万千瓦，占比74.94%。

浙江推出“分布式绿电聚合交易”模式，2024年全年有109家分布式聚合商、聚合2.5万个电源项目参与绿电交易，引入聚合代理商通过“e-交易”平台，与集中式新能源同台竞价。

新能源参与现货方式：“报量报价”参与市场。

新能源参与现货交易特点：统调风电、光伏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。

现货价格上下限：申报价格建议为-200—800元/兆瓦时，出清价格建议为-200—1200元/兆瓦时。

新能源参与中长期交易特点：自愿参与绿电交易，其中分布式以聚合方式参与。

绿电批发价格机制：电能量价格与绿证价格分别明确，其中电能量部分转化为差价合约执行。绿电交易申报和成交价格为绿电整体价格和绿证价格，电能量价格按整体价格与绿证价格之差确定。市场初期，为确保与电价政策衔接，绿电批发交易中绿证价格最低不得低于0元/个，最高不得高于30元/个，整体价格不设限值。

对优先发电电量的处理：浙江在电力现货市场建设初期便设计了“政府授权合约”，将未放开的发电计划转化为带曲线的合约，是发电企业和电网公司（代理非市场用户）在政府主导下签订的金融差价合约，目的是对冲电力现货市场价格波动的风险。

分布式新能源参与方式：分布式新能源发电企业可以由分布式新能源聚合商聚合参与绿电批发交易，一个分布式新能源聚合商为一个交易单元。

参考方案：《浙江电力现货市场运行方案》《2025年浙江省电力市场化交易方案》《浙江电力中长期交易实施细则-绿色电力交易专章（2.0 版）》

10.江苏

截至2024年11月，江苏省新能源发电装机规模已达8252万千瓦，历史性超过煤电，约占总装机规模的42%，成为全省发电装机的第一大电源。新能源装机中，太阳能、风电、生物质装机占总发电装机比重分别为28%、12%、2%。

新能源参与绿电交易要点：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。

新能源参与中长期交易要点：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。

对优先发电电量的处理：不参加绿电交易的集中光伏、风电全年保量保价发电小时数分别为400、800小时。

分布式新能源参与方式：1、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。2、分布式发电聚合商参与批发交易前，应先通过电力交易平台与分布式发电主体建立服务关系，签订以月为最小周期的分布式电源购售电合同。3、分布式发电主体在同一合同周期内仅可与一家聚合商确定服务关系，分布式发电聚合商的所有绿色电力交易合同电量均应关联至分布式发电主体。

参考通知：江苏《关于开展2025年电力市场交易工作的通知》