2025年6月1日开始，全部的风电、光伏新能源电量都将入市。
根据136号文，“各地妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策”，那各省当前新能源的入市比例及保障性政策如何？
本文统计了17个地区2025年6月1日之前执行的新能源入市政策，汇总如下表所示。
表：十七地2025年新能源项目参与电力交易原则
1、广东省：110kV以上新能源入市
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》，通知提出：
2025年广东电力市场规模约为6500亿千瓦时，包括直接参与市场交易电量和电网企业代理购电电量。
2、新老项目参与交易比例
对于风电、光伏项目的入市安排如下表所示。
参加绿电交易的发电企业准入条件按广东可再生能源交易规则执行。
3、分布式新能源暂不强制入市
鼓励以聚合虚拟电厂方式参与现货电能量交易和绿电交易。
4、交易价格
按照“基准价+上下浮动”的原则，根据燃煤基准价 0.453 元/千瓦时上下浮动20%形成年度交易成交均价上下限。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。
5、绿证价格为0~5分/度
政策详情参考《广东：明确新、老新能源电站入市比例！》
2、浙江省：90%合约电价+10%现货
风电场、地面光伏电站：90%电量政府授权合约电价+10%现货交易
分散式风电、分布式光伏：自愿参与，不强制
这跟山东省当前执行的政策基本相同。目前，山东省新能源入市情况：
风电场、地面光伏电站：90%电量政府授权合约电价+10%现货交易
分散式风电、分布式光伏：自愿参与，不强制
3、新疆：普通风、光895h、500h之外全部入市
11月25日，新疆发改委公布了2025年的新疆电网优先购电优先发电计划。
2025年，新疆共安排优先购电计划电量738.52亿千瓦时，优先发电计划（保量保价电量）709.76亿千瓦时。
1、不同类型光伏项目的优先发电计划安排
1）扶贫光伏、分布式光伏项目：实行全额保障收购；
2）特许权光伏项目：按特许权协议确定的年利用小时数执行
2、不同类型风电项目的优先发电计划安排
1）国家示范、试验风电项目：按批复小时数保障收购；
2）其他风电项目：895小时
具体如下表所示。
表：新疆自治区2025年优先发电计划安排
4、江苏省：风、光400h、800h之外全部入市
12月4日，江苏省发改委、江苏能监办下发《关于开展2025年电力市场交易工作的通知》，对于新能源2025年入市的安排如下：
1、集中式光伏、风电
1）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。
2）不参加绿电交易的集中式光伏、风电全年保量保价发电小时数分别为400、800小时。
3）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。
考虑风光发电预测的不确定性，为提高交易合同履约比例，集中式光伏和风电的年度绿电交易或年度常规电力交易电量分解到各月的电量叠加当月保量保价电量不超过其2024年对应月份上网电量的90%。
2、分布式光伏、分散式风电
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。考虑到自发自用项目每月上网电量的不确定性较高，分布式光伏、分散式风电主要参加月度和月内交易，其中月度交易规模不超过前月上网电量，当月交易电量规模原则上不超过其预计上网电量。
政策原文详见《江苏：2025年风、光分别保量保价800、400小时！》
5、湖北省：集中式新能源项目全部入市
12月6日，湖北省能源局发布《湖北省2025年电力中长期交易实施方案》，对风电、光伏项目入市的具体要求如下。
1、集中式风电、光伏项目
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：
可直接参与市场交易或作为价格接受者，直接参与中长期交易后须报量报价参与电力现货交易，
未直接参与交易的作为价格接受者，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。
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不超过35、60小时。（即年度中长期小时数不超过420小时、720小时）
2、分布式新能源：按国家有关政策执行（即暂不参与市场化交易，全部保量保价）
3、关于绿证
新能源发电企业基于集中竞价成交电量和电价开展绿电交易，可将成交电量分为常规电量与绿电交易电量，其中绿电交易电量部分新能源企业可与有绿电交易需求的电力用户通过双边协商方式明确该部分电量的绿色电力证书(简称“绿证”)价格，形成绿电交易合同。湖北电力交易中心组织相关发电企业和电力用户在北京电力交易中心e-交易平台进行确认。为更好满足市场主体绿电需求，继续全面放开跨省跨区绿电交易。
6、辽宁省：集中式新能源项目全部入市
7、宁夏：集中式优先发电小时数外全部入市
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。扶贫光伏电站、分布式光伏项目15亿千瓦时，分散式风电7亿千瓦时，优先发电计划以外电量全部进入市场。
根据附件数据计算，2025年宁夏普通的风电、光伏项目，优先发电小时数分别为：233.8小时，155.8小时，与2023年相比相当。
8、陕西省：集中式优先发电小时数外全部入市
大力支持可再生能源、新型主体发展。扩大风电、光伏及丰水期富余水电交易电量规模，完善适应可再生能源参与的市场交易机制，鼓励发电企业与用户签订多年期合同。鼓励新型主体参与现货市场，适当拉大峰谷分时价差，为新型储能、虚拟电厂、电动汽车充电设施等新型主体发展创造条件，助力新型电力系统建设。
政策原文详见《陕西2025年电力交易新规：除优先电量之外，集中式风电、光伏全部参与市场交易》
9、冀北电网：集中式新能源优先绿电交易，分布式20%入市
12月3日，河北省发改委下发了《冀北电网分布式光伏参与电力市场工作方案》，明确了冀北电网10kV以上的分布式光伏项目电量：80%按也优先发电量执行，20%入市交易。
冀北电网鼓励分布式光伏采用聚合方式参与交易，聚合范围按照冀北电网220千伏供电分区划定。
参与交易的分布式光伏项目，要承担输配电价、系统调节成本两项费用。
政策原文详见《冀北：10kV以上分布式光伏20%电量入市，承担过网费、系统调节成本》
10、河北南网：明确各类新能源入市比例
表：河北南网分布式光伏入市安排
详细政策参考《重磅！河北南网分布式光伏入市时间表出炉！》
11、蒙西电网：明确各类新能源入市比例
2024年12月19日，内蒙古自治区能源局发布《关于做好2025年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜的通知》，通知提出：
1、集中式风电、光伏直接参与市场
风电（暂不含分散式风电）及光伏发电（暂不含分布式光伏和扶贫光伏）项目，可按要求直接参与市场。《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）印发前（编者注：该文件2025年3月印发）投产的、不享受可再生能源补贴新能源项目可暂不参与市场。
2、不同类型项目保量报价小时数
1）保量保价、由电网企业按照蒙西地区燃煤基准价收购的电量
常规风电：优先发电电量69亿千瓦时（折算利用小时数390小时）
特许权风电项目：16亿千瓦时（折算利用小时数2000小时）
常规光伏：优先发电计划电量20亿千瓦时（折算利用小时数320小时）
领跑者光伏项目：27亿千瓦时（折算利用小时数1500小时）
2）低价风电项目：2000小时以内电量按照竞价价格执行；
低价光伏项目：1500小时以内电量按照竞价价格执行；
除上述电量外，风电、光伏项目所发电量均参与电力市场。
3、新能源90%电量，带曲线参与中长期
2025年电力中长期交易包括年度交易、月度交易和月内交易。
新能源场站中长期合同签约电量不低于上一年度上网电量或本年度申报发电能力（二者取较大值）的90%。
年度、月度新能源（绿电）挂牌交易、代理购电挂牌交易采用单边集中挂牌模式。
年度、月度、月内新能源（绿电）竞价交易采用单边竞价模式。
4、绿电交易
新能源（绿电）协商、挂牌各时段电能量交易价格不高于燃煤发电基准价格，同时放开各时段价格下限，为避免恶意竞争，交易价格暂不得为负。
电力用户参与新能源（绿电）竞价交易各段申报综合价格不低于2024年享受可再生能源补贴新能源项目区内平均成交综合价格，不高于现货市场申报价格上限。
12、蒙东电网：明确各类新能源入市比例
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》，根据通知：
蒙东地区的新能源“保量保价”小时数如下表所示
“保量保价”曲线确定原则
电网企业结合居民、农业及线损电量，及其各月典型负荷曲线和各类电源发电曲线特性，按照“以用定发”原则确定“保量保价”曲线。同一时段（小时）内，水电、生物质、分布式光伏等未参与市场发电主体暂全额安排优先发电，剩余发电空间根据带补贴风电、光伏发电能力和全年利用小时数情况确定“保量保价”曲线，不足部分通过电网代理购电方式进行市场化采购。
水电、生物质暂按一条直线确定典型发电曲线，风电、光伏按照统调机组近三年分月分时段平均出力确定典型发电曲线。
13、山东：风、光新项目30%、15%入市
1、新老划段原则
2、参与市场化交易方式
1）新增集中式项目（含按集中式管理的分散式风电场、分布式光伏电站）
除参与电力市场结算的电量按照本通知执行外，项目注册、交易、结算均按照电力市场规则及相关政策执行。
2）新增分布式新能源项目
通过自行注册入市交易或虚拟电厂聚合等方式自主参与电力市场，全部上网电量参与电力市场结算，项目注册、交易、结算均按照电力市场规则及相关政策执行。
未自主参与电力市场的新增分布式新能源项目，按发电量一定比例（风电30%、光伏15%）确定参与电力市场结算的上网电量。
14、广西：全部入市，执行政府授权合约价
15、黑龙江：明确各类新能源入市比例
（详见《黑龙江：2025年平价风、光保障小时数降至700h、450h》）
16、福建：部分集中式风电入市交易
17、福建：部分集中式风电入市交易
2024年12月23日，青海省能源局印发《青海省2025年电力中长期交易方案》的通知，文件提出：
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），新投产光热电站参与电力市场化交易。
鼓励2022年底前并网的存量光热发电项目参与交易。
青豫直流配套光伏、风电、光热电站及班多水电站原则上不参与省内交易，玛尔挡水电站和羊曲水电站留青电量比例按相关协议执行。
