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》（红头文件参考附件），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。年底临近，各省将陆续发布2025年的电力市场化交易政策。除江苏外，本文整理了近期公布的4个省（浙江、新疆、广东、河北）的市场化交易政策中，新能源项目的入市方式。

　　1浙江：新能源90%电量执行合约电价，分布式光伏等暂不强制入市！2024年11月26日，浙江省发改委、浙江能监办、浙江省能源局联合发布《2025年浙江省电力市场化交易方案》，明确2025年新能源参与电力市场化交易的方式。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

2新疆：不同类型风、光项目执行差异化优先发电政策，分布式暂不入市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。

　　优先购电计划的分配计划如下表所示。其中，

　　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3）其他光伏项目：500小时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

详见《新疆：2025年普通风、光保量保价895、500小时！》3广东：110kV以上按比例入市，分布式光伏等暂不进市场！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。1、110kV新能源项目电量将分两部分

　　110kV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。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。

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/度按照“固定价格+联动价格+偏差费用”的模式，开展绿电零售合同签订，具体包括：固定价格：上限为 0.05 元/千瓦时，下限为 0 元/千瓦时。联动价格：绿电批发市场绿证（绿色环境价值）月度均价。偏差费用：按照绿证（绿色环境价值）偏差电量与偏差价格计算。上述模式中，固定价格电量与联动价格电量之和不得大于电力用户当月实际用电量的 1.2 倍。售电公司与电力用户可在合同中对偏差电量约定考核费用，考核系数上限为 0.2，下限为 0。详见《广东：明确新、老新能源电站入市比例！》

　　4河北南网：新能源90%电量执行中长期，分布式光伏等暂不进市场！1、地面电站2024年，河北南网风电、光伏项目按不同比例入市，表：河北南网风电场、地面光伏电站的入市比例

上述入市电量中，90%~110%执行中长期电价。2、分布式光伏项目11月19日，河北省发改委发布《河北南网分布式光伏参与电力市场工作方案的通知》，正式给出了河北南网范围内，分布式光伏参与电力市场化交易的时间表，如下表所示。表：河北南网分布式光伏入市安排