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随着国家发展改革委、国家能源局《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136 号）落地推进，浙江、湖北、贵州、湖南、四川五省市已相继于11月出台承接政策，形成覆盖东中西部的新能源价格改革实践矩阵。
浙江
01
11月4日，浙江省发展改革委 浙江省能源局发布关于印发《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。根据通知：
存量项目
机制电量：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%；参与过绿电交易的新能源项目，机制电量比例上限根据绿电交易结算电量占其总上网电量比例计算，并设置比例上限最小值。
机制电价：与现行价格政策有序衔接，明确为0.4153元/千瓦时；通过竞争性配置形成上网电价的，按照现行价格执行。
执行期限：享有国家可再生能源补贴的新能源项目，参照新能源补贴期限执行；无新能源补贴的，执行期限按照全容量投产之日起满20年与发电量达到全生命周期合理利用小时数对应电量折算期限较早者确定。
增量项目
机制电量：年新增机制电量总规模，参考上年可再生能源消纳责任权重完成情况制定；组织首次竞价时，总规模与当前新能源非市场化电量比例衔接，并按照实际执行政策的月份进行折算。
增量项目的机制电量比例=年度机制电量/（批准或备案装机容量×项目年发电利用小时数标杆），每月执行相同比例。项目分光伏发电、深远海风电、其他风电三类，年发电利用小时数标杆按集中式光伏、分布式光伏、陆上风电、近海风电、深远海风电等进一步细化。
单个项目申报电量上限=装机容量×年发电利用小时数标杆×90%。
机制电价：通过全省集中性竞价确定，实行分类组织竞价。分类组织竞价时，同一年度竞价采用相同的竞价上限、下限。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。
统调新能源项目是指接网电压等级在110kV及以上，且交流侧装机40兆瓦（4万千瓦）及以上的新能源项目。
竞价上下限：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。
执行期限：按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，原则上为8～12年。
湖北
02
11月2日，湖北省发改委 湖北省能源局发布《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》。
通知规定，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。
分为风电、光伏两个项目组，分别组织竞价、出清。
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。
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％，对应竞价电量总规模在竞价名单确定后一并公布。
单个项目申报规模：单个项目申报电量规模上限＝单个项目预计上网电量×申报比例系数。其中预计上网电量按照申报容量（交流侧、下同）与省内该类型项目近三年（2022－2024年）平均发电利用小时数的乘积，扣除上年省内该类型项目平均厂用电率确定；申报比例系数（M1、M2）按照竞价规模比例系数的1.67倍考虑，风电、光伏均为50％。
执行期限：本次竞价入选项目的机制电价执行期限为12年。
贵州
03
11月4日，贵州省发改委发布《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）（征求意见稿）》《贵州省新能源可持续发展价格结算机制实施细则（试行）（征求意见稿）》，就两个文件公开征求意见。根据文件：、
一、存量项目
1）机制电量
按接网电压等级确定机制电量比例，
接网电压等级110千伏以下项目：机制电量比例为上网电量的100%，
110千伏及以上项目：机制电量比例为80%。
2）机制电价
存量项目机制电价按照0.3515元/千瓦时执行。
3）执行年限
存量项目投产满20年后不再执行机制电价
二、增量项目
按照风电、光伏发电两种类型开展竞价。竞价规模按不同类型电源装机容量占比进行分配。竞价申报充足率不低于120%。
1）机制电量
根据竞价结果确定机制电量比例，但不得超过其当期全部上网电量的90%。
竞价周期内已成交的中长期交易电量、绿电电量，相应调减竞价申报比例上限。
2）机制电价
增量项目机制电价通过同类型项目自愿参与竞价形成。
机制电价申报上下限按照《贵州省深化新能源上网电价市场化改革实施方案（试行）》或省级价格主管部门发布的最新通知为准。
贵州省增量新能源项目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。具体如下表所示。
现货市场运行期间，作为价格接受者的新能源项目，具备分时计量条件的，采用所在节点分时电价开展结算；不具备分时计量条件的，按照不同电源类型（风电、光伏）典型曲线拟合形成分时电量，采用所在节点分时电价开展结算。
3）执行年限
增量项目执行期限为12年。
湖南
04
11月5日，湖南省发改委发布《关于2025年度新能源机制电价竞价工作有关事项的通知》，开展2025年度新能源机制电价竞价工作。通知提出：
一、竞价主体
主体范围：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。
组织分类：按风电、光伏两个项目组，分别组织竞价、出清。
二、竞价参数
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。
充足率：风电、光伏竞价申报充足率下限均为125%。当竞价主体参与出清的电量规模达不到充足率要求时，则该类型机制电量总规模自动缩减，直至满足最低要求。
机制电量比例上限：单个项目机制电量比例上限为80%。
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。
执行期限：风电、光伏机制电价执行期限均为10年。2025年投产且纳入机制的项目，机制电价从2026年1月1日起执行，2026年投产且纳入机制的项目，机制电价从申报的投产日期的次月1日起执行。
边际项目最小出清比例：如边际项目入选机制电量小于其竞价电量的30%，取消边际项目的入选结果，机制电价取前一个入选项目的申报价格。
单个项目竞价电量
1.风电项目竞价电量=该项目核准装机容量×风电发电利用小时数2158小时×（1-厂用电率2.41%）×机制电量比例上限80%。
2.集中式光伏项目竞价电量=该项目备案装机容量（交流侧）×光伏发电利用小时数975小时×（1－厂用电率1.26%）×机制电量比例上限80%。
3.分布式光伏项目竞价电量=该项目备案装机容量（交流侧）×光伏发电利用小时数975小时×（1－厂用电率1.26%）×机制电量比例上限80%（含自发自用电量）。
四川
05
11月6日，四川发改委、能源局发布《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》。根据文件：
一、竞价主体
(一)主体范围。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。
(二)组织分类。按风电、光伏2类分别组织竞价、出清
二、竞价参数
(一)预计装机规模。预计本次竞价风电项目总装机规模约220万千瓦；光伏项目装机规模约1380万千瓦。
(二)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。
(三)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%。
(四)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。
(五)执行期限。期限为12年
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