10月20日，天津市发展改革委、市工业和信息化局发布《天津市深化新能源上网电价市场化改革实施方案》。
存量项目机制电量规模：存量项目机制电量规模与现行具有保障性质的新能源电量规模相衔接，单个项目纳入机制电量的年度比例默认为该项目投产年份至2025年12月31日，各自然年度域内非绿电交易电量占域内全部结算电量比例的最低值（百分比四舍五入取整）。
机制电价按照各项目现行非市场化电量价格政策执行。（基本保持在每千瓦时0.3655元水平）。
增量项目机制电量规模：每年新增纳入机制的电量规模。首次新增纳入机制的电量规模与现有新能源非市场化电量比例适当衔接；以后年度纳入机制电量的规模，根据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，以及用户电价承受能力等因素确定。
机制电价方面：初期，竞价上限暂按照0.32元/千瓦时确定。
（来源：天津发改委）
政策通过推动新能源上网电价全面市场化，对存量项目维持相对稳定的收益水平（机制电价约0.3655元/千瓦时），而对增量项目引入竞价机制（上限0.32元/千瓦时、不设下限），这有助于降低新增项目成本的同时，通过差价结算机制保障新能源企业的合理回报，促进新能源行业的可持续投资和发展，并引导风电、光伏同场竞争，优化项目布局。
此外，政策通过建立新能源可持续发展价格结算机制，强化了电力市场建设，增加了市场交易电量，有利于提升资源配置效率；对用户侧而言，居民和农业电价不受影响，而工商业用户将分摊或分享差价费用，长期看可能稳定用电成本，并支持天津市新能源消纳和“双碳”目标的实现。
10月20日，湖南省发展和改革委员会发布关于印发《湖南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》。
方案明确，存量项目方面光伏扶贫项目扶贫容量对应的上网电量100%纳入机制电量；分布式光伏项目、接入电压等级35千伏的新能源项目上网电量的80%纳入机制电量（不含光伏扶贫容量对应上网电量）。
机制电价为0.45元/千瓦时。执行期限按照项目达到全生命周期合理利用小时数（风电36000小时、光伏22000小时）与项目投产满20年较早者确定，到期后不再执行机制电价。
增量项目机制电量2025年新增纳入机制的风电、光伏电量规模，分别按照当年风电、光伏预计新增上网电量的30%确定。机制电价。2025年竞价上限为0.38元/千瓦时，下限为0.26元/千瓦时。2026年及以后竞价上限和下限在年度竞价通知中明确。
（来源：湖南发改委）
10月20日，广东省发展改革委、广东省能源局发布《关于开展2025年新能源项目机制电价竞价工作有关事项的通知》。
文件明确，电量规模。机制电量初始竞价规模为50亿千瓦时（按全年计算）。为保障竞价结果有效性，价格出清前开展竞争有效性检测，机制竞价交易出清规模取机制电量初始竞价规模和申报电量规模除以竞争有效性系数的较小值确定，竞争有效性系数此次为1.2。
竞价上下限方面：光伏项目竞价上限为每千瓦时0.40元，竞价下限为每千瓦时0.20元。光伏项目机制电价执行期限为12年。
（来源：广东发改委）
10月21日，广东电力交易中心发布《广东电力市场2026年交易关键机制和参数》。
文件指出，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。2026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。后续根据国家最新要求及广东电力市场运行情况进行调整。
（来源：广东电力交易中心）
10月21日，辽宁省工业和信息化厅发布关于征求《2026年辽宁省电力市场交易工作方案》意见的函。
文件明确，年度双边交易，按照分时段方式，以自然日为最小合约周期申报分时电量、电价。年度集中竞价交易分月、分时段申报数据，月分日比例按各时段日历天数均分设置，日分时比例按典型曲线（交易公告公布）分解。
交易价格按照“基准价+上下浮动”的原则，根据燃煤基准价 374.9 元/兆瓦时上下浮动20%形成年度交易价格约束上下限。发用双方年度交易合约电量原则上不低于实际发用电量的80%，全年中长期交易合约签约电量原则上不低于实际发用电量的90%。
（来源：辽宁工信厅）
10月22日，重庆电力交易中心发布关于征求《2026年重庆绿色电力交易指南(征求意见稿)》意见的函。
文件明确，绿色电力交易的主体包括发电企业、售电公司和电力用户等。初期参与的发电企业为具有电力业务许可证（发电类）、进入商业运营、具备核发绿色电力证书等相关资质，并满足电网运行条件的平价或主动放弃补贴的风电和光伏发电企业机制外电量可自愿参与。
新能源发电企业和售电公司（批发用户）的绿色电力交易合同为中长期合同，按合同电量和电能量价格开展中长期市场结算；日前市场交易结果与中长期合同电量（含绿色电力交易合同其它中长期交易合同）的偏差电量按日前市场价格开展日前市场结算；实际上网电量与日前市场交易结果的偏差电量按实时市场价格开展实时市场结算。
（来源：重庆电力交易中心）
10月24日，甘肃能源监管办发布关于征求《甘肃省电力中长期交易实施细则（征求意见稿）》意见的公告。
文件表示，在优先安排优先发电合同输电容量的前提下，鼓励符合准入条件的经营主体利用剩余输电容量直接进行跨区跨省交易。其中分布式光伏项目可作为独立经营主体进入市场，也可聚合后进入市场；未直接或聚合参与市场的分布式光伏项目，默认接受市场形成的价格。
购售双方在中长期合同中可自主协商建立“交易电价+上下浮动”机制，在浮动基准变动达到一定幅度时，可以对交易电价进行相应浮动调整。相关机制可以通过电子合同、补充协议等方式约定，报电力交易机构备案后生效。
（来源：甘肃能监办）
10月21日，江苏电力交易中心发布江苏电力市场每月数据聚焦（2025年1月-9月）。
2025年1月-9月批发市场购电侧结算情况：1-9月累计结算电量3667.44亿千瓦时，加权结算均价398.58元/兆瓦时。其中，8月电量最高（473.07亿千瓦时），2月最低（325.89亿千瓦时）；结算均价整体波动较小，1月均价最高（405.42元/兆瓦时），6月最低（377.91元/兆瓦时），9月均价回升至385.39元/兆瓦时，但仍低于年初水平。
2025年1月-9月绿电交易情况：1-9月累计成交163.47亿千瓦时，加权交易均价414.37元/兆瓦时。绿电交易规模持续扩大，月均电量约18.16亿千瓦时。其中，8月成交量最高（20.43亿千瓦时），2月最低（13.96亿千瓦时）；交易均价整体稳定在410元/兆瓦时至419元/兆瓦时。
（来源：江苏电力交易中心）
10月22日，北京电力交易中心在京召开2025年三季度电力市场交易信息发布会。
会上表示，今年前三季度，国家电网经营区市场化交易电量完成39945亿千瓦时，同比增长6.8%。
省间中长期交易规模持续扩大。在年度市场基础上新增省间中长期交易2056笔、交易电量2659亿千瓦时。截至9月底，共达成2025年省间中长期交易2585笔、交易规模15678亿千瓦时，同比增长6.9%。7月、8月省间中长期交易电量3430亿千瓦时、同比增加6.1%，省间中长期市场最大电力1.68亿千瓦、同比增长9.8%，交易电量、电力均创历史新高。
（来源：北京电力交易中心）
10月22日，广东电力交易中心发布《关于广东电力市场2026年度交易常态化开市的通知》。
文件明确，2026年批发交易自10月30日正式启动。10月30日至最终交易上限发布前，应用初始交易上限，按周滚动开展年度双边协商交易、年度集中竞争交易、年度绿电双边协商交易。其中，年度集中竞争交易暂按分月市场购电用户负荷典型参考曲线形式开展。2026年零售交易及合同签订工作自2025年10月24日正式启动。
（来源：广东电力交易中心）
10月23日，国网新疆电力公示存量新能源项目清单。合计2113个项目，分布式电源存量新能源项目1271个，集中式电源存量新能源项目842个，本次认定的总规模约103.6GW。
分布式电源存量新能源项目1271个，机制电量规模132021834.12千瓦时，机制电价0.25-0.262元/千瓦时，机制电量比例（暂定）30%-50%。
集中式电源存量新能源项目842个，其中光伏项目516个，装机容量47021.36MW；陆上风电项目321个，装机容量35619.64MW；光热发电项目4个，装机容量350MW。
（来源：国网新疆电力）
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