10月17日，江苏省发改委发布《江苏省深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展实施方案》。
其中存量项目机制电量：妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策，新能源项目机制电量占其上网电量的比例不高于90%；户用分布式光伏项目、光伏扶贫项目机制电量比例为100%。参与过绿电交易的新能源项目的机制电量比例，以前述比例为基础，扣减绿电交易结算电量占上网电量的比例确定。机制电价参考江苏省燃煤发电基准价0.391元/kWh执行。
同时，为引导新能源项目充分竞争，降低全社会用能成本，竞价申报电量规模按照不低于每年机制电量总规模的125%设定，如全部竞价项目申报电量低于机制电量总规模的125%，机制电量总规模相应缩减；单个项目竞价电量申报比例上限，不高于其预计年度上网电量的 90%。
增量项目机制电价竞价分海上风电项目(含海上风光同场项目)；其他风电项目和光伏项目(含其他海上光伏项目)两类。其中机制电量：每年新增纳入机制的电量规模，由省发展改革委会同省能源局，结合国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况以及用户承受能力等因素，按照相关规定予以明确，具体以每次竞价公告为准。
机制电价：竞价上限综合考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，初期考虑成本因素、避免无序竞争等设定竞价下限，具体以每次竞价公告为准。
（来源：江苏发改委）
政策通过建立新能源可持续发展价格结算机制，为存量项目（2025年6月1日前并网）提供稳定的收益预期，机制电量比例最高达90%（户用分布式和光伏扶贫为100%），并以固定燃煤基准价0.391元/千瓦时作为保障，降低了市场波动风险；同时，增量项目（2025年6月1日后并网）采用竞价方式确定机制电价，分类竞争（如海上风电、光伏等），激励企业通过降低成本和提高运营效率获取优势，从而激发投资活力，推动新能源行业向高质量发展转型。
对于电力市场和终端用户，新能源全面入市增加了市场主体多样性，竞争加剧可能促使购电成本有所下降；差价结算机制（市场价与机制价差由工商业用户分摊或分享）预计使工商业电价保持相对稳定，居民和农业用户电价不受影响，整体有助于优化资源配置和促进市场健康运行。
10月14日，湖南能监办近日发布关于印发《湖南省电力市场系列规则（试行）》的通知。
其中，湖南省电力中长期交易实施细则提出，工商业用户原则上全部直接参与电力市场交易。电力用户参加市场化交易(含批发、零售交易)的全部电量需通过批发或零售交易购买，且不得同时参加批发和零售交易。暂未直接参与市场交易的，由电网企业代理购电。
工商业用户实施分类注册管理。10kV及以上供电电压等级电力用户，可以选择批发交易或零售交易；10kV以下供电电压等级电力用户，通过零售交易购电，或由电网企业代理购电，零售用户通过零售交易购电时，在同一个合同周期内，只能向一家售电公司购电，签订零售合同，每次只能选择一种套餐，且全部工商业电量通过该售电公司购买。
分布式电源经营主体中，10kV及以上电压等级的分布式电源原则上作为独立经营主体参与湖南电力市场；10kV以下电压等级的分布式电源采用聚合方式参与湖南电力市场，也可接受市场形成的价格。
独立新型储能、抽水蓄能企业作为独立经营主体在电力交易机构办理市场注册，获取交易资格虚拟电厂(聚合商)和被聚合资源参与电力市场化交易，均应履行注册手续，鼓励虚拟电厂(聚合商)集中办理注册手续。
（来源：湖南能监办）
10月15日，重庆市发展和改革委员会印发《重庆市深化新能源上网电价市场化改革实施方案》的通知。
其中提到，存量项目纳入机制电量规模衔接现行保障性收购政策，规模上限为100%。单个项目在签约规模上限范围内每年自主确定执行机制的电量比例，但不得高于上一年。首次未在规定时间内与电网企业签订《新能源可持续发展价格结算机制差价协议》的，分布式项目机制电量比例默认按100%执行，集中式项目默认放弃机制电量。机制电价按0.3964元/千瓦时执行。
存量项目纳入机制电量规模衔接现行保障性收购政策，规模上限为100%。单个项目在签约规模上限范围内每年自主确定执行机制的电量比例，但不得高于上一年。首次未在规定时间内与电网企业签订《新能源可持续发展价格结算机制差价协议》的，分布式项目机制电量比例默认按100%执行，集中式项目默认放弃机制电量。存量项目的机制电价按0.3964元/千瓦时执行。
（来源：重庆发改委）
10月15日，吉林省发展和改革委员会发布关于印发《吉林省新能源上网电价市场化改革实施方案》的通知。
其中提到，集中式新能源项目以“报量报价”方式参与现货市场，现阶段分布式（分散式）新能源主要以聚合方式自愿参与现货市场，也可作为价格接受者参与现货市场，逐步推动分布式（分散式）新能源直接参与现货市场。
存量项目方面：纳入机制电量规模衔接省内保障性收购电量政策；机制电价为373.1元/兆瓦时，中标获得特许经营权的项目，按中标电价执行。
增量项目方面：第一年纳入机制电量比例参考原新能源非市场化比例暂确定为40%，第二年及以后根据国家下达的非水可再生能源消纳责任权重完成情况及用户承受能力等因素动态调整；机制电价通过市场化竞价确定。
（来源：吉林发改委）
10月15日，贵州省能源局发布关于征求《贵州省2026年电力市场化交易实施方案（征求意见稿）》的通知。
文件明确，按照国家相关要求，燃煤发电企业年度电力中长期合同签约电量应不低于上一年度上网电量（不含跨省跨区优先计划送电电量）的80%，同时考虑满足2026年非水电消纳责任权重21.3%的预期目标，安排2026年年度发电侧交易规模不低于750亿千瓦时（含绿电规模150亿千瓦时）；电力用户（含售电公司）不低于上一年度用电量（含售电公司代理用户上一年度用电量）的80%，安排2026年年度用电侧交易规模不低于600亿千瓦时。对未满足中长期签约比例要求的发用电侧主体按照发用电侧中长期交易偏差收益回收参数进行偏差收益回收。
电力中长期市场的成交价格应当由经营主体通过市场化方式形成。其中燃煤发电市场交易价格通过“基准价+上下浮动”范围内形成，基准价格为0.3515元/千瓦时，上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易价格不受上浮20%限制。
（来源：贵州能源局）
10月16日，广东电力交易中心发布《广东新能源增量项目可持续发展价格结算机制竞价规则》。
其中提到，每年底组织已投产及未来12个月内投产的新能源项目竞价交易，2025年第四季度组织开展首次竞价交易。
参与竞价的新能源项目由项目投资方以项目为单位进行申报，申报信息包括机制电量比例、机制电价等。交易报价截止时间前，新能源项目可撤回、修改申报信息并重新提交。申报信息按照新能源项目特定信息进行管理。
根据实施方案设置机制电量申报比例上限、机制电价申报上下限，集中式光伏和陆上风电项目不参与竞价，在参与竞价的项目中，110千伏以下电压等级项目的竞价电量申报比例上限取80%，其他项目的竞价电量申报比例上限原则上与存量项目机制电量比例上限保持一致；若竞价周期内新能源项目存在已成交的中长期交易电量、绿电电量，相应调减新能源项目竞价申报比例上限。
（来源：广东电力交易中心）
10月17日，河北省发改委发布《关于2025-2026年度新能源机制电价竞价工作有关事项的通知》。
文件表示，共安排总规模648.74亿度机制电量。河北南网：机制电量总规模为290.87亿千瓦时，其中，风电为245.83亿千瓦时，光伏为45.04亿千瓦时；冀北电网：机制电量总规模为357.87亿千瓦时，其中，风电为219.35亿千瓦时，光伏为138.52亿千瓦时。机制电量比例方面：单个项目机制电量申报比例上限为80%。
竞价上下限方面河北南网：风电、光伏竞价上下限为每千瓦时0.2-0.3644元；冀北电网：风电、光伏竞价上下限为每千瓦时0.2-0.372元。
（来源：河北发改委）
10月17日，青海省发展和改革委员会发布《关于组织2025年下半年新能源增量项目开展机制电价竞价工作有关事项的通知》。
本次竞价的机制电量总规模22.41亿千瓦时，其中，风电6.33亿千瓦时，光伏16.08亿千瓦时。风电、光伏竞价上限均为0.24元/千瓦时；风电竞价下限0.205元/千瓦时，光伏0.18元/千瓦时；执行期限12年。
未投产项目应按要求提交履约保函。最低保函金额按照项目核准(备案)装机容量(交流侧)×该类电源售省内电量过去3年平均发电利用小时×该类电源过去3年平均上网电价×5%计算。其中，风电、光伏售省内电量过去3年平均发电利用小时数分别为670、680，平均上网电价分别为0.2098元/千瓦时、0.2246元/千瓦时。
（来源：青海发改委）
10月17日，湖北省发展和改革委员会发布《湖北省新能源可持续发展价格结算机制竞价方案》。
文件明确，初期按照风电、光伏两类分别设置机制电量规模，分别组织竞价，风电包含分散式风电，光伏包含分布式光伏。当单一类别主体较集中或整体规模较小，缺乏有效竞争时，不再分类组织，实行合并竞价。具体分类以当年竞价通知为准。
此外，按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，暂定为12年，具体以当年竞价通知规定为准。分布式项目投产后，连续两个自然年的自发自用率都高于全省分布式平均自发自用率水平10个百分点及以上的，可增加执行期限1年，累计可增加执行期限不超过2年，到期后不再执行机制电价。入选时未投产的项目，以申报投产时间的次月1日为执行起始时间；入选时已投产的项目，以公布入选之日的次月1日为执行起始时间。
（来源：湖北发改委）
10月13日，甘肃电力交易中心发布2025年8月甘肃电力市场运营报告。
8月，甘肃省内中长期市场化交易电量76.78亿千瓦时，同比降低12.23%，均价217.17元/兆瓦时，同比下降19.03%。其中省内直接交易58.84亿千瓦时，代理购电17.77亿千瓦时；跨省区外送电量88.65亿千瓦时，同比增长24.73%，外购电量2.17亿千瓦时，同比下降24.5%。
省内现货市场发电侧正偏差电量66.63亿千瓦时，负偏差电量-58.51亿千瓦时，正负相抵后，净偏差电量8.12亿千瓦时。
日前、实时市场最高/最低出清电价均达到650元/兆瓦时和40元/兆瓦时限价，日前市场平均价格196元/兆瓦时，同比上升18.8%，环比上升21%；实时市场平均价格208元/兆瓦时，同比上升21.1%，环比上升15.7%。日前市场均价最高312元/兆瓦时，日前市场均价最低88元/兆瓦时；实时市场均价最高389元/兆瓦时，实时市场均价最低111元/兆瓦时。
（来源：甘肃电力交易中心）
10月15日，国网新能源云平台公示新疆新能源增量项目机制电价竞价结果。
2025年按风电竞价项目竞价出清结果：机制电量规模18539219756千瓦时，机制电价水平0.252元/千瓦时，项目36个；2025年按光伏竞价项目竞价出清结果：机制电量规模3608399178千瓦时，机制电价水平0.235元/千瓦时，项目31个。
（来源：国网新能源云）
10月16日，国网新能源云公示甘肃省新能源机制电价结果。
甘肃风电、光伏统一竞价，其中，机制电量规模8.3亿千瓦时，机制电价为0.1954元/千瓦时，共61个项目中标。其中分布式光伏43个，机制电量774.574MWh;集中式光伏10个，机制电量482.82GWh;集中式陆上风电8个，机制电量346.40GWh。
（来源：国网新能源云）
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