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中發改9號文以來，電力行業改造一路高歌猛進，十年砥礪前行將迎來新的發展節點，同時值此十四五收官、十五五提早謀劃制訂的關鍵之年，2025年大要率會對新電改進行再審視，勢必會添磚加瓦，加速推進。至發稿日，已有30余個省發布了2025年的電力買賣計劃，各省電力市場各具特點，年夜噶喜歡的解讀，已準備好！請食用。
（來源：微信公眾號“飔合科技” 作者：王博涵）
01 華北電網區域
華北區域均已發布2025年年度計劃，本年市場買賣規模基礎持平往年，進市主包裝盒體和進市比例有所變化。綜合來看，山東新動力進市比例相較晉陞，山西新動力與火電同臺競爭，冀南明確分布式光伏進市比例，由此能夠帶來結算價下行風險；冀北推進分時段結算，預計現貨進程將有所加速。各省解讀如下：
北京
2025年買賣計劃
直接買賣規模300億千瓦時。發電進市企業以買賣中間通知佈告為準，執行工商業電價的電力用戶原則上所有的直接參與市場買賣。
較2024年重要變化
2025年買賣規模稍微晉陞，計劃整體改動展覽策劃不年夜，通過獎勵方法鼓勵用戶參與綠電買賣（綠電結算電量補償0.02元/kWh）。
天津
2025年買賣計劃
直接買賣規模345億千瓦時，區外開幕活動機組比例晉陞至40%。天津燃煤發電電量原則上所有的進市，平價或棄補新動力重要參與綠電。
較2024年重要變化
2025年天津綠電買賣對齊了國家綠證核發范圍、范圍有所擴充，細化了買賣出清方法，環境價值不在設下限。
冀北
2025年買賣計劃
電力中長期直接買賣規模為830億千瓦時，進市場地佈置主體包含冀北調VR虛擬實境管「姐姐，先擦擦衣服吧。」220千伏及以下燃煤電廠、進市的新動力發電企業和冀北區內華北調管燃煤電廠，以及京津唐電網其他電廠。
較2024年重要變化
2025年冀北買賣新動力場站參與綠電買賣。平價新動力買賣電量下限上調至70%；谷段買賣電量比例限額的上限有所增添、 峰段和尖峰的比例下限有所減少；將分步推進24小時分時段結算。
冀南
202沈浸式體驗5年買賣計劃
電力直接買賣規模為1000億千瓦時。燃煤發電上網電量原則上所有的進市，省調直調風電、光伏市場化電量比例分別為30%、60%，增量分布式光伏1月起進市、存量分布式光伏7月起進市、市場化比例為20%；鼓勵10千伏及以上工商業用戶直接參與買賣。
較2024年重要變化
2025年冀南新動力依舊參與常規買賣，鼓勵無補貼新動力所有的參與綠電買賣。重要變化為：撤消了新動力分季節比例；明確了進市比例；無補貼新動力參與綠電買賣成為參與月度、月內常規買賣的條件。
山西
2025年買賣計劃
目標買賣規模1700億千瓦時，1月起，分布式新動力可選以獨立或聚合方法參與綠電、綠證買賣、暫不承擔市場運營價格，參與直接展場設計買賣的低壓用戶、電信基站所有的參與現貨，榆林公司用電暫不參與現貨。
較2024年重要變化當然，真正的老闆不會讓這種事發生。反擊的同時，她
限制用戶與火電簽約比例不低于上年度的60%；新動力企業與火電同批次參與年度雙邊協商買賣；允許火電中長期缺額申報互保；允許用戶側年度合同單邊回購。
山東
2025年買賣計劃
暫未說起買賣規模。魯政辦[2024]163號文件說起：2025~2026新增風電（含疏散式）自立選擇人形立牌全電量進市或30%電量參與買賣，新增光伏（含分布式）自立選擇全電量進市或15%電量參與買賣。
較2024年重要變化
2025年山東依舊執行新動力主被動進市政策。適時啟動用戶側報量報價試點。
02 蒙西電網區域
2025年蒙西買賣計劃的最年夜看點是新增了“曲線公道度”與風險防范系數聯動，當曲線公道度不滿足請求時、風險防范系數將有所縮小、將形成用戶與新動力場站結算電價急劇分化。
蒙西
2025年買賣計劃
蒙西區內電力市場買賣規模2900億千瓦時，合適進市條件的燃煤、風電、光伏可參與市場。常規風電、光伏保量保價390小時、320小時。
較20FRP24年重要變化
2025年，中長期合約限價變為按15分鐘限價策展，撤消了峰平谷時段價格比例的請求，價格下限有所下降；撤消超缺額收受接管機制，增添月度簽約比例高低限考察機制；進一個步驟放開市沈浸式體驗場限制撤消日清分節點電價上限約束。
03 東北電網區域
東北電網區域，除吉林因新動力價格意見尚未統一暫未發布，其他省份2025年電力買賣計劃均已發布。黑龍江新動力進市方法的“高速轉彎”與12月底的現貨“卡點檢票”、其走出電改深水區的氣魄和決心可見一斑，本年現貨進程勢必加速；蒙東的市場環境須生常談，暫無太年夜變化。
蒙東
2025年買賣計劃
蒙東區內電力市場買賣電量規模約351億千瓦時。補貼風電、光伏優先發電小時79展覽策劃0小時、635小時，分布式動力全額保量保價。
較2024年重要變化
2025年放開用戶側打捆購電比例限制，增添新動力年度買賣不得低于60%，依照補貼新動力、火電、平價新動力開展買賣，同時從月結年清改為月結月清。
黑龍江
2025年買賣計劃
2025年黑龍江不把持省內電力市場買賣規模，省內燃煤所有的進市，平價風電、光伏保證性小時分別700小時、450小時。
較2024年重要變化
2025年黑龍江撤消了新動力與火電打捆買賣的方法，新動力可直接參與省內買賣，買賣結算變為月清月結，并周全推進分時段結算。
遼寧
2025年買賣計劃
未說起市場規模，燃煤發電、集中式新動力優先發電以外電量所有的進市。
較2024年重要變化
擬于3月1日起，開展遼寧電力現貨市場連續結算試運行。
吉林啟動儀式
較場地佈置2024年重要變化
基數分派小時數降落（平價風電1200h，補貼風電700h，光伏800h），結算執行峰谷分時段月清月結舞台背板，分時電價調整（午時谷段增添），新動力買賣價格進行限價，最高買賣價格為333.94元/MWh。
04 華東電網區域
華東各省均已發布2025年年度計劃，蘇浙兩省電力市場建設穩步推進，浙江風光機組部門進現貨結算、江蘇風光機組的保量保價小時數年夜幅縮水，帶來市場化水平晉陞但低價風險加年夜；安徽緊跟趨勢請求2025年1月備案的分布式光伏所有的參與綠電買賣。
安徽
2025年買賣計劃
未說起市場規模，除皖電東送的燃煤發電所有的進市，除居平易近農業的用戶所有的進市，平價新動力所有的參與綠電（根據后續綠色電力買賣實施計劃，平價新動力可同火電同步參與日滾動撮合電能量買賣）。
較2024年重要變化
一是1、7、8、12月份年度中長期買賣合同電量比例考察納進迎峰度夏、度冬考察范疇，二是合同誤差電量考察放寬到正負15%，三是2025年1月備案的分布式光伏所有的參與綠電買賣，四是新動力可參與日滾動撮合電能量買賣。
福建
2025年買賣計劃
直接買賣規模2400億千瓦時，市場化機組包含燃煤發電、核電、集中式風電等，10千伏及以上工商業用戶原則上所有的進市。
較2024年重要變化
重要從擴年夜市場化電源、加強銜接現包裝盒貨市場、優化綠電買賣機制和強化市場治理等幾個方面優化。
江蘇
2025年買賣計劃
未說起市場規模。燃煤機組原則上所有的進市；平價新動力自立選擇參與綠電買賣或常規買賣，補貼類新動力參與常規買賣，不參與綠電的集中式光伏、風電保量保價小時數分別400、800小時。
較2024年重要變化
2025年參與常規買賣的集中式風光機組保量保價應用小時數年夜幅縮水，請求補貼類集中式新動力進市，分布式新動力可參加月度、月內綠電買賣。
上海
2025年買賣計劃
未說起市場規模，本市9家燃煤企業參展原則上所有的進市，皖電東送奉上海電量參與本市電力直接買賣后、剩余電量參與本市代表購電買賣。
較2024年重要變化
新增了對本市燃煤中長期簽約比例不低于預估發電量的80%；中長期市場要實現按任務日連續開市，下半年轉正式運營。
浙江
2025年買賣計劃
未說起市場規模，煤電90%以上參與中長期買賣、其余電量進現貨；風電、光伏自愿參與綠電買賣，此中統調機組10%進現貨、90%執行當局定價。
較20人形立牌24年重要變化
中長期買賣電量占比由不低于95%下調至90%，統調新動力10%電量參與現貨結算。
05 華中電網區域
華中區域均已發布2025年年度計劃，各省分歧水平提到了推動分布式光伏進市，江西提出力爭2025年開展長周期結算試運行。
湖北
2025年買賣計劃
2025年火電全年中品牌活動長期買賣電量不設下限，風、光各月買賣電量分別不超35、60小時。110 千伏及以上新動力直接參與中長期及現貨買賣，110千伏及以下可直接參與中長期并現貨報量報價、未參與作為價格接收者。
較2024年重要變化
新動力發電企業被納進中長期買賣；明確新動力發電企業的買賣小時數下限，對火電企業的買賣價格進行了更嚴格的限制和收受接管機制，分布式新動力按國互動裝置家規定執行
湖南
2025年買賣計劃
2025年市場買賣電量1260億千瓦時。統調公用燃煤、風電、集中式光伏不設定優先發電、所有的進市獲得電量。
較2024年重要變化
提出推進分布式光伏進點事。」市，新增了月內滾動撮合買賣和月內增補買賣。為銜接現貨市場由峰平谷分時段買賣轉為24時點買賣，申報價格由價差轉變為總價。
河南
2025年買賣計劃
省內燃煤原則上所有的進進市場；省內風電、光伏優先滿足居平易近、農業用電，剩余新動力電量依照當局授權中長期合約納進電力中長期買賣治理；推動工商業用戶所有的進進電力市場。
較2024年重要變化
明確常規電量買賣與分時段電量買賣同FRP步獨立開展，對各類市場主體設定買賣電量簽約比例上限，進步了市場化用戶年度中長期簽約最低比例80%。
江西
2025年買賣計劃
省級統調燃煤所有的進市；市場化新動力60%保證性收購，剩余40%當期電量簽訂當局授權合約。
較2024年重要變化
提出研討推動分布式光伏參與市場化買賣，將適時完美分時段買賣形式，2025品牌活動年開展現貨連續結算試運行。
06
東南電網區域
東南區域中，甘肅發布年度買賣計劃用于指導年度買賣，其余省份均已發布2025年年度計劃，重要在買賣方法、邊界條件、限制比例等方面進行調整，別的優先發電小時數有所縮減。
新疆
2025年買賣計劃
2025年市場化買賣1500億千瓦時。風電優先發電895小時；光經典大圖伏項目優先發電500小時。像從未談過戀愛，不會哄人，也不夠周到。
較2024年重要變化
2025年在買賣時段劃分上加倍重視與現貨市場的銜接，對年度買賣簽約比例提出了更明確的請求。
甘肅
2025年買賣計劃
新動力企業重要參與年度雙邊、集中競價、代表購電掛牌買賣。常規風電優先發電120小時，常規光伏優先發電100小時，保證性風電優先發電1560小時，保證性光伏優先發電1300小時。
較2024年重要變化
水電買賣方法從單一掛牌買賣轉變為掛牌和雙邊協商，參與2025年合約的水電企業按中長期差價合約形式結算，未參與2025年合約買賣的水電企業視為放棄中長期合約。
寧夏
2025年買賣計劃
除優先發用電，區內買賣規模895億千瓦時。開幕活動除提名新動力場站，其他風電233.8小時、其他光伏155.85小時。
較2024年重要變化
2025年用戶與新動力年度買賣新增雙邊協商方法；下降了用戶正誤差電量的K值；日融會買賣采用多輪次集中競價方法開展，每15分鐘集中出清一次。
陜西
2025年買賣計劃
燃煤機組所有的進市，集中式風光除優先發電外所有的進市，集中式風電、光伏優先發電小時數分別為417、293小時。
較2024年重要變化
2025年用戶與新動力年度買賣新增雙邊協商方法，新增多年買賣；中長期年度缺額簽約電量的超額獲益收受接管機制，激勵年度簽約。
青海
2025年買賣計劃
單機容量135兆瓦及以上火電機組，集中并網光伏、風電企業參與電力市場化買賣。
較2024年重要變化
年度簽約比例降落至省內市場化電量的70%，新動力簽約量占近年發電量下降至50%。
07
東北電網區域
東北區域中，重慶發了中長期買賣規則，川躲兩省均已發布2025年年度計劃，四川2025年計劃調整較多，重點重要實現在“水火風光同臺競爭、分時簽約銜接現貨、批發市場防控風險”，并相應優化調整市場買賣類型。
四川
2025年買賣計劃
省包裝設計調直調水電、燃煤、風電、光伏直接參與市場化買賣。
較2024年重要變化
2025年水火風光同臺競爭、分時簽約銜接現貨，優化調整了市場買賣類型。新動力保證收購比例降落，風電降至400h、光伏降至300h，配儲額外增添150h。
西躲
2025年買賣計劃
2025年設定年度買賣電量不超過20億千瓦時，此中集中式新動力不超過6億千瓦時。
重慶
2025年買賣計劃
統調燃煤機組、并網自備電廠直接進市，無政她希望伴侶能陪伴在身邊、照顧家庭，但陳居白處於策補貼風光可自愿參加綠電買賣。
08 南邊電網區域
南邊區域均已發布2025年年度計劃。道具製作廣東率先下調新動力基數電量比例，廣西調整了當局授權合約【穿越/重生】紅刺北《用美貌勾搭大佬》【已完結+番外】機制，由此能夠導致新動力收益風險進步。參展
廣東
2025年買賣計劃
2025年市場規模約6500億千瓦時。燃煤電廠、燃氣電廠、新動力參與市場買賣。
較2024年重要變化
2025年220千伏的新動力基數電量結算比例縮減到70%，其他10互動裝置%按現貨電量結算、20%為中長期電量；110千伏的90%按基數、10%按現貨價格；2025年新并網的新動力5奇藝果影像0%按基數、40%按年度或月度、10%按現貨價格結算。
廣西
2025年買賣計劃
地調以上燃煤、集中式風光全電量進市，豐水期視情況放開水電進市。
較2024年重要變化
撤消風、光等效應用小時數；當局授權合約價格由380變為綠電375、常規360，撤消24年的調節系數kc；綠電電能量合約價格由展覽策劃統一的燃煤買賣均價變更為自立約定。
海南
2025年買賣計劃
預計262億千瓦時，統調集中式風電、光伏當局核準的容量50MW及以上大圖輸出的場站優發電量外的可參與市場買賣。
較2024年重要變化
2024年新動力不參與買賣。
云南
2025年買賣計劃
存量電站汛期上網電量作為優先FRP發電量，增量場站全容量進市、參與清潔動力市場買賣。
貴州
2025年買賣計劃
2025年年度中長期買賣簽約規模不低于780億千瓦時，風電、光伏新動力原則上優先開展綠色電力買賣，后期擇機組織新動力電能量買賣。
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