2025年，中国新能源市场化进程加速，各省份因地制宜推出差异化入市规则。本文梳理湖北、辽宁、新疆、江苏、山东、河北、浙江、广东等多个省份政策核心要点，从入市模式、保量保价小时数、价格机制三大维度展开对比，仅供参考。
（来源：微信公众号“能源电力公社”）
01 入市规模：强制、比例与灵活参与并存
集中式光伏与风电
1.湖北、辽宁：集中式新能源项目（110kV及以上）全部参与中长期及现货交易，未直接参与交易的项目按市场化结算均价执行。
2.新疆：普通光伏保量保价500小时，其他电量全部入市；风电保量保价895小时，超出部分市场化。
3.江苏：非补贴集中式光伏保量保价400小时、风电800小时，其余电量进入绿电或常规交易。
4.山东：新增集中式光伏可自主选择全电量或15%入市，风电选择全电量或30%入市。
5.冀南电网：集中式光伏入市比例60%、风电30%，分布式光伏20%。
分布式光伏与分散式风电
1.冀北电网：分布式光伏80%保量保价，20%入市交易，且需承担输配电价和调节成本。
2.浙江、广东：分布式自愿入市，鼓励通过虚拟电厂聚合参与现货和绿电交易。
3.山东：新增分布式光伏可选择全电量或15%入市，未选择则按15%强制结算。
02 保量保价小时数：东西部差异明显
1.西部资源富集区：保量保价小时数较高，市场化比例较低。
新疆：普通光伏500小时、风电895小时。
宁夏：普通光伏155.8小时、风电233.8小时，90%电量需市场化。
2.中东部消纳压力区：保量保价小时数大幅压缩，倒逼市场化。
江苏：集中式光伏400小时、风电800小时。
黑龙江：平价光伏450小时、风电700小时，剩余电量全部入市。
陕西：集中式光伏350小时、风电520小时，其余全部市场化。
03 价格机制：绿电交易与限价政策分化
1.绿电交易
江苏、浙江：优先组织非补贴项目参与绿电交易，绿证价格与电能量价格分离。
湖北：允许绿电交易电量通过双边协商确定绿证价格，并开放跨省交易。
2.电价浮动与限价
广东：基准价0.453元/度，上下浮动20%，绿证价格0-0.05元/度。
浙江：90%电量执行政府授权合约电价（固定），10%参与现货市场。
宁夏：市场化交易电价申报不得超基准价，甘肃、陕西则取消限价。
04 特殊政策与创新机制
1.湖北：绿证交易与中长期合约联动，月度交易净合约电量折合小时数上限（光伏60小时、风电35小时）。
2.山东：新增项目“自主选择+强制兜底”，未达比例则全部入市，明确2030年全面入市时间表。
3.冀北电网：分布式光伏入市需承担系统调节成本，推动储能与虚拟电厂技术应用。
05 行业趋势与投资建议
1.趋势总结
市场化比例提升：2025年各省集中式项目入市比例普遍达50%-100%，2030年全面入市目标明确。
分布式逐步破冰：山东、河北南网率先设定分布式入市比例，虚拟电厂技术成关键支撑。
价格波动加剧：中东部省份电价浮动范围扩大，绿证交易、储能配置成收益稳定器。
2.投资建议
区域布局优化：优先选择保量保价小时数较高的西部省份（如新疆、宁夏），东部聚焦工商业分布式与绿电交易。
技术储备升级：布局光储充一体化、虚拟电厂聚合技术，应对强制调度与消纳要求。
商业模式创新：探索绿证+碳汇+储能租赁多元收益模式，降低电价波动风险。
原标题：新能源入市细则对比：11省差异化路径全解析
