11月4日，浙江省发展改革委发布关于印发《浙江省新能源上网电价市场化改革实施方案》及配套细则的通知。
存量项目机制电量：根据机制电量比例乘实际上网电量确定。项目每年可自主确定次年机制电量比例一次，但不得高于上一年；新能源存量项目首次确定机制电量比例时，统调新能源项目（除已开展竞争性配置的新能源项目）不得高于90%，其他新能源项目不得高于100%；机制电价与现行价格政策有序衔接，明确为0.4153元/千瓦时。
增量项目机制电价、机制电量，通过全省集中性竞价确定，实行分类组织竞价。竞价申报价格上限不高于0.393元/千瓦时（90%×2025年1-5月中长期交易均价+10%×2025年1-5月新能源现货实时市场均价）；申报价格下限由能源主管部门考虑最先进电站造价水平折算度电成本（仅包含固定成本）确定。深远海（国管海域）风电主体较为集中的，可不单独组织竞价，由“根据项目成本调查结果，与其他类型竞价结果联动”等市场化方式形成机制电价。除统调新能源项目外，其他新能源项目应在全容量投产后参与竞价。
（来源：浙江发改委）
政策推动浙江新能源行业全面迈入市场化定价阶段。所有风电、光伏项目上网电量需参与市场交易，通过“差价结算机制”平滑收益波动，对2025年6月前的存量项目设置0.4153元/千瓦时的保底电价和最高90%-100%的机制电量比例，而增量项目则通过竞价形成电价（上限0.393元/千瓦时），体现“新老划断”的过渡思路。
新政倒逼行业从规模扩张转向精细化运营，分布式光伏通过“价格接受者”等简易方式降低入市门槛。市场化机制将强化电价信号对资源配置的引导，促使新能源企业提升供需预测与成本管控能力，同时其低边际成本特性有望为整体电价提供下行压力，最终推动电力系统效率提升和绿色转型。
11月4日，湖南省发展和改革委员会发布《关于2025年度新能源机制电价竞价工作有关事项的通知》。
文件明确，2025年度两个批次竞价合并为一个批次组织，竞价主体为2025年6月1日至2026年12月31日全容量投产的风电、光伏项目及代理分布式光伏参与竞价的分布式聚合商。大型工商业分布式光伏不纳入竞价主体范围。
电量规模：新增纳入机制电价竞价范围的电量规模为33.76亿千瓦时（按全年计算，下同）。其中，风电25.18亿千瓦时、光伏8.58亿千瓦时。
竞价上下限：风电、光伏竞价上限均为0.38元/千瓦时，竞价下限均为0.26元/千瓦时。
（来源：湖南发改委）
11月4日，贵州省发展和改革委员会发布关于公开征求《贵州省增量新能源项目可持续发展机制竞价实施细则（试行）》意见的公告。
意见稿指出，2025年11月底前组织开展首次竞价，后续每年四季度组织开展次年竞价。
首次竞价范围为 2025 年 6 月 1日（含）至 2025 年 12 月 31 日投产、完成政府核准或备案且未纳入机制执行范围的新能源项目。就近消纳项目的上网电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制；选择全部自发自用模式的分布式光伏项目，不纳入机制电价竞价主体范围。
机制电价竞价上下限分别为：风电0.19~0.3515元/度；光伏0.25~0.3515元/度。
（来源：贵州发改委）
11月4日，湖北省发改委、能源局发布《关于开展2025年度新能源项目可持续发展价格结算机制竞价工作的通知》。
文件明确，可参与本次竞价的新能源项目包括：实际（或计划）全容量投产时间在2025年6月1日—2026年12月31日的各类风电、集中式光伏；2025年6月1日至本次竞价公告发布前1日期间全容量投产的、独立参与竞价的分布式光伏；代理符合上述全容量投产期间规定的分布式光伏参与竞价的聚合商。
竞价电量总规模：风电、光伏竞价电量规模比例系数（K1、K2）均为30％。
竞价上下限：风电竞价上限为0.39元／千瓦时，竞价下限为0.26元／千瓦时；光伏竞价上限为0.38元／千瓦时，竞价下限为0.25元／千瓦时。
（来源：湖北发改委）
11月5日，辽宁省发展改革委发布关于《辽宁省推动绿电直连建设实施方案（2025-2027年）》公开征求意见的公告。
文件明确，对于利用2025年已发布新能源发电建设方案中的指标规模实施绿电直连的，并网型可采取“整体自发自用为主、余电上网为辅”的模式，上网电量占总可用发电量的比例上限不超过20%。在新能源消纳困难时，为保障全省维持在合理的消纳水平，原则上不允许并网型绿电直接向公共电网送电。
对于申请新增新能源项目实施绿电直连的，考虑辽宁省新能源消纳空间，并网型原则上采取“整体自发自用”模式，不向公共电网送电，新增新能源项目可增补纳入新能源发电建设方案。
并网型绿电直连享有平等的市场地位，上应作为整体参与电力市场交易。负荷不得由电网企业代理购电。电源和负荷不是同一投资主体的，可分别注册，以聚合形式参与电力市场交易。
（来源：辽宁发改委）
11月6日，四川省发展和改革委员会发布《关于2025—2026年度增量新能源项目机制电量电价竞价等有关事项的通知》。
通知明确，2025年6月1日—2026年12月31日投产的风电、光伏项目（含集中式风电、光伏，分布式光伏，分散式风电），组织一批次竞价。其中，跨省跨区直流工程配套新能源项目不参与竞价，自然人户用分布式光伏项目投产后方可参与竞价。
其中机制电量竞价规模：风电项目机制电量竞价规模为8.8亿千瓦时，光伏项目机制电量竞价规模为41.4亿千瓦时；项目申报电量上限：单个新能源项目申报机制电量规模不高于其发电能力的80%；竞价上下限：竞价上限为0.4012元/千瓦时，竞价下限为0.2元/千瓦时。
（来源：四川发改委）
11月6日，广西壮族自治区发展和改革委员会发布关于对《广西壮族自治区深化新能源上网电价市场化改革实施方案》公开征求意见的公告，公开征求社会意见时间：自2025年11月6日起至2025年11月19日止。
存量项目机制电量方面，分布式100%上网电量纳入机制电量；已进入电力市场的平价新能源机制电量56%；补贴项目不纳入机制电量。机制电价方面，分布式0.4207元/度；平价新能源0.34元/度。
增量项目机制电量按照全区增量新能源项目年度预测上网电量的30%确定。单个项目申请纳入机制电量的规模不超过80%。机制电价方面上限0.36元/度，下限0.131元/度。
（来源：广西发改委）
11月5日，江西省发展和改革委员会发布《关于公布2025年江西省新能源机制电价首次竞价结果的通知》。
经公开竞价和结果公示，2025年江西省新能源机制电价竞价结果为：风电项目机制电量为4.62亿千瓦时，机制电价为0.375元/千瓦时（含税，下同）；光伏项目机制电量为1.31亿千瓦时，机制电价为0.330元/千瓦时。
（来源：江西发改委）
11月6日，青海省发展和改革委员会发布2025年9月青海省电价情况。
其中市场化交易价格方面，省内购电均价0.2704元/千瓦时，环比上涨4.6%，同比下降8.34%。其中，火电0.4675元/千瓦时，环比上涨12.81%；水电0.2534元/千瓦时，环比上涨2.43%；新能源0.2509元/千瓦时，环比上涨20.34%。省外购电均价0.3312元/千瓦时，环比下降9.46%、同比下降11.44%。
外送电交易价格方面，均价0.2464元/千瓦时，环比上涨4.45%。其中，火电0.4318元/千瓦时，环比下降0.6%；水电0.2474元/千瓦时，环比下降6.39%；新能源0.236元/千瓦时，环比下降2.8%。
（来源：青海发改委）
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