新能源入市分省地图3.0

2026年是“136号文”全面实施元年，目前各地均已完成增量项目竞价。2026年2月8日，国务院办公厅发布的《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号）则进一步勾勒了到2030年全国统一电力市场体系的蓝图，新能源全面入市的市场框架日趋完善。

《南方能源观察》（以下简称“eo”）记者分华北、华中、华东、西北、东北、南方六大区域，系统梳理了各地最新机制电价竞价结果、特色入市规则以及区域市场建设进展和关键物理通道动态，力图呈现一幅2026年新能源入市的“分省地图”。梳理发现，从竞价结果到入市规则，六大区域呈现出显著分化。

具体而言，2026年各地机制电价竞价结果呈“东高西低、南高北低”的区域分化。从上海到新疆有着近3倍价差，负荷中心与资源富集区的价格差别清晰反映了供需关系和消纳能力的差异。当然，机制电价只覆盖一部分电量，超出部分需要直接参与市场交易。

各地新能源入市规则也存在差异。小时级绿电交易是2026年值得关注的方向。小时级绿电交易，是以小时为最小时间单位实现绿电发用电精准匹配。相比传统年/月度交易，能有效解决时间错配问题。上海依托省间市场开展省间小时级绿电交易，江苏在省级电力市场细则中首次明确“可试点开展小时级绿电交易，绿电环境价值按小时进行结算”；蒙东搭建“电量实时监测+绿证区块链溯源”系统，以小时级交易匹配风电、光伏的分时出力特性。

各个区域市场在加速完善。华东在全国率先实现D-3日绿电工作日连续开市。为应对新能源出力和电力需求的波动，西北新细则提出可根据购售电双方申请，开展交易曲线和价格在一定范围内浮动的弹性交易，以及实施日内“15分钟正式出清+105分钟预出清”滚动交易模式。东北互济交易机制通过组织区域内经营主体之间开展日前和日内互济交易，满足省间市场未延伸、省内市场未覆盖的交易需求。

省间壁垒在更大范围上进一步打破，跨经营区交易“多点开花”。北京电力交易中心联合广州电力交易中心成功组织湖南送广东跨电网经营区中长期电力交易。同一时期，蒙东首次送电广东、蒙西绿电送入湖北。

市场空间的扩大，需要物理通道来承载。2025年迎来特高压投运大年，多条直流工程相继投运。蒙西—京津冀、陇电入浙等工程加速推进，藏粤直流西藏段和广东段均已全面开工。通道功能正在发生质变。从“点对网”的单一外送模式，转向支撑区域间新能源优化配置的网络化格局。

梳理内容截至2026年5月14日，各地规则及数据若有更新，请以最新官方信息为准。

一、华北区域：价差显著的负荷中心

（一）增量项目机制电价最新竞价情况

华北地区作为全国负荷中心之一，机制电价处于全国中高水平，各省价格差别较大。

（二）各地特色入市政策、进展

【北京】2026年对参与绿色电力交易的电力用户按绿色电力交易结算电量给予每度电0.02元的奖励。

【天津】2026年，天津首次开展青海年度集中竞价绿电交易，扩大甘肃、锡盟二期等交易规模，增量多年期交易，采用PPA模式（用户直接与电厂签约），实现省间低价绿电直供终端用户，绿电交易均价较同期下降10.33%。

【河北】全省全面推进绿证全覆盖工程，成功实现绿证核发模式从“申请核发”到“自动核发”的升级。

【山西】构建“年度+多月+月度+旬+日”的全周期、精细化中长期交易体系。现货出清周期缩短至5分钟。

【山东】针对分布式光伏占比高的特点，简化注册流程，支持其单体、通过虚拟电厂聚合或作为价格接受者参与市场。

【蒙西】新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。

（三）区域市场建设及跨省交易最新进展

【京津冀电力现货市场】旨在通过统一现货交易平台，实现京津冀区域内电力资源的实时优化配置，公开信息已明确京津冀电力现货市场的建设时间表。

【华北区内省间滚动撮合交易】允许发电企业“多次申报、滚动出清”。首笔交易已于2026年3月实现山西向京津唐电网送电，极大提升了交易灵活性和新能源消纳能力。

【华北省间多年期绿电交易】按月常态化开市，通过锁定多年期协议为绿电供需双方提供长期稳定的合作框架，有助于降低投资不确定性，促进绿色能源的跨区消纳。

（四）重要物理通道建设最新进展

【蒙西-京津冀特高压工程】正在建设中的“蒙西-京津冀±800千伏特高压直流输电工程”，是连接蒙西能源基地与京津冀负荷中心的关键通道。该工程于2025年12月开工，计划2027年底投运，总投资约172亿元，每年可向河北输送超360亿千瓦时电力，其中新能源电量占比超50%。

【大同-怀来-天津南1000千伏特高压交流工程】2026年4月20日天津段进入全面建设阶段，计划2027年6月建成投运。投运后每年可输送超146亿千瓦时清洁电能。

二、华中区域：发挥枢纽作用，绿电交易取得突破

（一）增量项目机制电价最新竞价情况

华中地区机制电价分化明显，重庆和四川处于全国高位，主要受益于水电枯期新能源的消纳价值；河南则因本地新能源装机量大而价格偏低。

（二）各地特色入市政策、进展

【湖北】新能源全部电量必须参与现货实时市场，原则上通过报量报价方式参与市场交易，确实不具备报量报价技术能力的小型项目，可通过接受市场价格的方式参与交易。新能源项目可按照相关规定，在一定电量比例范围内参与中长期市场交易。

【湖南】绿色电力交易方式包括双边协商交易和集中交易。省内绿色电力交易中不单独组织集中竞价和滚动撮合交易，可根据市场需要进一步拓展交易方式。

【江西】鼓励分布式新能源机制外电量直接或聚合后，与同一220kV配电网内的电力用户通过电力交易平台开展分时绿电交易。

【河南】新能源项目自愿参与中长期市场交易，新能源项目参与中长期交易电量上限按其并网容量扣减机制电量对应容量后的最大发电能力确定，相应调整用户侧中长期签约比例要求。新能源项目全部并网容量参与实时市场，自愿参与日前市场，但必须参与可靠性机组组合。

【四川】推动新能源公平参与实时市场、自愿参与日前市场，日前市场出清不结算。具备条件的集中式新能源项目“报量报价”参与现货市场，具备条件的分布式光伏或分散式风电项目可直接“报量报价”参与现货市场，也可聚合后“报量报价”或“报量不报价”参与现货市场。

【重庆】市调直调集中式新能源项目“报量报价”参与现货市场交易，非市调直调集中式新能源、分布式新能源项目作为价格接受者或聚合后“报量报价”“报量不报价”参与现货市场交易。新能源项目公平参与实时市场，自愿参与日前市场。市调直调集中式新能源项目直接参与中长期市场交易，非市调直调集中式新能源、分布式新能源项目可直接或聚合后参与中长期市场交易。

（三）区域市场建设及跨省交易最新进展

【省间电力互济交易】《华中区域省间电力中长期市场实施细则》于2026年4月9日正式印发，鼓励签订多年期绿电合同并探索常态化开市，为市场提供长期稳定预期。已达成湖南送江西2026年全年14.92亿千瓦时的互济大单，创下新高。2026年1月26日，华中能源监管局印发《华中区域（东四省）电力互济交易实施细则》，覆盖湖北、湖南、河南、江西四省，在省间电力中长期交易和省间电力现货交易基础上，利用省间通道剩余输电能力，进一步挖掘华中区域省间电力保供和清洁能源消纳能力。

【跨经营区绿电交易】突破电网经营区域壁垒，成功将蒙西绿电送入湖北，实现跨经营区绿电交易的突破。2026年4月29日，黑龙江电力交易中心与湖北电力交易中心成功达成绿电外送交易，黑龙江绿电首次送入华中地区，成交电量82万千瓦时（风电40万千瓦时、光伏42万千瓦时）。

【华中区域电力市场建设第一次联席会议召开】2026年4月24日，华中能源监管局在湖北武汉组织召开华中区域（东四省）电力市场建设第一次联席会议，标志着华中区域电力市场治理体系建设迈出关键一步。

（四）重要物理通道建设最新进展

【金上—湖北特高压】2025年12月投运，作为首条深入川藏高原腹地的特高压直流工程，途经西藏、四川、重庆、湖北四省区，每年可为华中输送清洁电能约400亿千瓦时。

【1000千伏豫南特高压变电站主变扩建工程】2026年3月25日开工建设，投产后供电能力将提升50%，是强化华中特高压环网、承接西部清洁电力输送的关键枢纽。

【皖鄂背靠背联网工程】2026年3月20日开工建设，采用柔性直流背靠背技术，旨在增强华东与华中两大区域电网的互联互济与事故支援能力。

三、华东区域：全国电价高地，消纳能力强劲

（一）增量项目机制电价最新竞价情况

华东是全国机制电价的“价格高地”，上海居全国首位，浙江、安徽、福建均处于0.35-0.39元/千瓦时的“第一梯队”，反映出负荷中心强劲的消纳能力。

（二）各地特色入市政策、进展

【上海】依托省间电力市场密集联络外省开展省间小时级绿电交易。

【江苏】《江苏省电力中长期市场实施细则（2026版）》规定，根据用电侧经营主体需求，可试点开展小时级绿电交易，绿电环境价值按小时进行结算。

【浙江】绿电交易申报和成交价格为绿电整体价格和绿证价格，电能量价格按整体价格与绿证价格之差确定。其中，绿证价格最低不得低于 0.01 元/个、最高不得高于 50 元/个，整体价格不设限值。

【安徽】新能源场站可选择以“报量报价”参与现货市场,也可以选择以“不报量不报价”作为价格接受者参与现货市场。

【福建】省内绿电交易以双边协商交易为主，不单独组织集中竞价和滚动撮合交易，适时扩展至挂牌交易；交易周期以年度（多年）、月度为主，适时缩短至月内，鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议，形成稳定供求关系。

（三）区域市场建设及跨省交易最新进展

【长三角电力市场】长三角电力市场内已涵盖富余新能源消纳互济交易、省间绿电交易等多样化品种。2026年4月17日，国家能源局华东监管局印发《长三角跨省电力中长期市场实施细则》，首次引入“可中断交易”新机制。该机制允许在售电省出现超预期高负荷等特殊情况下申请中断交易，每次中断最长时限为7天。长三角地区在全国率先实现“D-3日绿电工作日连续开市”，并已从试运行转入正式运行，跨省绿电交易主体与电量均大幅增长。

（四）重要物理通道建设最新进展

【甘肃—浙江±800千伏特高压直流输电工程】是世界首个送、受两端均采用柔性直流技术的特高压工程。线路全长约2370公里，途经甘肃、宁夏、陕西、河南、安徽、浙江6省区。工程核心设备已开始运输，计划于2026年底具备带电调试条件，2027年4月正式投运。

【蒙电入沪工程】利用内蒙古库布齐沙漠新能源大基地电力资源，线路总长近1951公里。其受端最关键的配套项目——上海崇明至江苏太仓的过江隧道工程，已于2026年1月28日获得国家发改委核准，成为“十五五”开局之年首个获批的重大电网项目。标志着蒙电入沪工程已进入实质性建设阶段。

四、西北区域：资源富集区的价格洼地与跨省外送

（一）增量项目机制电价最新竞价情况

西北是机制电价的“价格洼地”，反映了资源富集、本地消纳有限的现实。

（二）各地特色入市政策、进展

【陕西】省内绿电交易开展双边协商、挂牌交易，申报和成交价格应分别明确电能量价格和相应绿色电力证书价格，不开展集中竞价、滚动撮合交易。

【甘肃】通过创新开展D-2日滚动、24时段交易，高频次、短周期的市场交易满足新能源预测不准、灵活调整的交易需求。

【宁夏】分布式（含分散式）新能源可通过直接交易、聚合参与、作为价格接受者参与三种方式进入市场，界定聚合范围，同时制定了聚合套餐和聚合代理合同模板。

【青海】具备发电预测曲线和AGC控制功能且符合特定条件的部分新能源项目（如扶贫、分布式/分散式、光热等）以"报量不报价"方式参与；其他具备条件的新能源项目"报量报价"参与；不具备条件的以"不报量不报价"方式接受市场价格。

【新疆】新能源项目报量报价参与交易，分布式光伏项目可不报量不报价参与市场、接受市场形成的价格。

【西藏】电力市场处于建设初期，在输配电价政策出台前，采用“价差模式”开展区内市场化交易。目前现货市场尚未运行。

（三）区域市场建设及跨省交易最新进展

【省间中长期交易】落地全国规模最大的2025-2029年西北五省多年期跨省绿电交易，首年成交电量达76亿千瓦时。2026年2月，国家能源局西北监管局发布了《西北区域省间电力中长期市场实施细则（2026年修订版）》征求意见稿。为应对新能源出力和电力需求的波动，新细则提出可根据购售电双方申请，开展交易曲线和价格在一定范围内浮动的弹性交易。原则上。电量浮动比例不应大于30%，市场初期暂不组织向上浮动交易。

【省间互济交易】2026年4月27日，国家能源局西北监管局正式印发了《西北区域省间电力互济交易实施细则（试行）》。该细则明确，西北五省（区）及直流配套控制区的省间电力互济交易将于2026年5月启动全流程模拟试运行，并于6月1日起正式转入结算试运行。结算试运行启动后，原西北备用、省间调峰辅助服务相关规则将同步废止，标志着区域电力互济进入了全新的市场化运营阶段。细则明确，实施日内“15分钟正式出清+105分钟预出清”滚动交易模式，实现交易组织与供需形势分钟级匹配。

【短期平衡市场】2025年5月，国家能源局西北监管局印发了《西北区域“沙戈荒”大基地配套电源短期平衡市场运营规则（试行）》，规则结合配套电源“联营不联运”的实际特点，探索建立了“沙戈荒”大基地内部市场交易和偏差处理机制，推动相关主体通过市场方式实现内部资源全局优化。2026年1月1日，全国首个“沙戈荒”大基地短期平衡市场——庆东直流“沙戈荒”大基地配套电源短期平衡市场转入连续结算试运行。2026年5月9日，±800千伏哈密—重庆特高压直流工程（坤渝直流）的“沙戈荒”大基地短期平衡市场获批转入结算试运行，成为全国第二个进入此阶段的同类市场。

（四）重要物理通道建设最新进展

【甘肃—浙江±800千伏特高压直流工程（陇电入浙）】世界首条送受两端均采用柔性直流的特高压工程，工程核心设备已开始运输，计划于2026年底具备带电调试条件，2027年4月正式投运。

五、东北区域：资源丰富但消纳受限，探索互济与调峰

（一）增量项目机制电价最新竞价情况

“东北三省”风光资源富集但本地消纳有限，机制电价在全国处于偏低水平。

（二）各地特色入市政策、进展

【辽宁】全国首创绿电交易与机制电量结算优先级选择机制，企业可自主选择优先结算绿电收益并退出机制电量，同时允许按“位置、价格形成方式、计算周期”三维度自定义中长期结算参考价。

【吉林】创新新能源参与调频市场机制，成为东北首个组织新能源企业以“报量报价”方式参与调频市场的省份。新能源场站可自主申报调频容量及价格，在电价高低变化中灵活发电，有效提升新能源利用率与场站收益。

【黑龙江】具备独立计量、控制、预测、遥测等功能的新能源场站以“报量报价”方式参与现货市场竞价，不满足条件的则以价格接受者身份参与，集中式风电、光伏场站需申报功率预测曲线。

【蒙东】推行小时级绿电交易机制，根据风电、光伏的发电出力特性，将交易日划分为峰、谷、平三个时段，各时段对应不同的绿电供给能力，在小时级交易的基础上，蒙东搭建了 “电量实时监测 + 绿证区块链溯源”系统。

（三）区域市场建设及跨省交易最新进展

【省间中长期交易】2026年2月28日，东北能源监管局正式印发《东北区域省间电力中长期市场实施细则(试行)》，并会同各地方政府联合印发了辽宁、吉林、黑龙江三省的实施细则，于2026年3月1日起正式施行。明确区内省间交易包括集中竞价、滚动撮合、挂牌交易等方式。

【东北电力互济市场】国家能源局东北监管局于2025年9月16日印发 《东北电力互济交易实施细则（试行）》，该市场于2025年10月16日进入结算试运行，互济交易机制通过组织区域内经营主体之间开展日前和日内互济交易，满足省间市场未延伸、省内市场未覆盖的交易需求，实现与国家级省间现货市场、省级现货市场的有效衔接。

【区域辅助服务市场】2025年5月，东北能源监管局印发《东北电力辅助服务市场运营规则（2025年修订版）》，此次修订的核心变化之一是优化调峰辅助服务价格形成机制，将实时深度调峰交易报价上限统一调整为与各省（区）平价新能源项目的上网电价一致，为建立区域备用市场奠定基础。

（四）重要物理通道建设最新进展

【松辽清洁能源基地送电华北工程（吉电入京）】起于吉林白城，止于北京通州，贯穿吉林、内蒙古、辽宁、河北、天津、北京6省市。2026年3月进入可研收口阶段，2026年内完成项目核准，2027年进入实质性施工阶段，计划2029年建成投产，全程采用特高压柔性直流输电技术。

六、南方区域：统一出清市场，分布式入市路径明确

（一）增量项目机制电价最新竞价情况

南区区域机制电价水平整体居中偏高。

（二）特色入市政策、进展

【区域层级新能源入电力市场政策】《南方区域新能源参与电力市场交易实施方案（试行）》于2026年1月4日对外发布。集中式新能源项目，原则上应具备接收并执行电力调度机构的有功功率控制指令和发电计划曲线条件，以报量报价、报量不报价参与现货市场优化出清。不具备相应技术条件前，按不报量、不报价参与现货市场。

分布式新能源项目经虚拟电厂运营商按同一节点聚合后，可成为可直接调度的发电类虚拟电厂，以报量报价或报量不报价参与现货市场。聚合的技术条件、最小资源规模等由各省级主管部门明确。对于未经聚合的分布式项目，结算规则设置清晰的时间线，2026年6月30日前按所在省（区）发电侧实时市场同类项目加权平均价结算，相当于享受省级平均价格的“价格保护”；2026年7月1日起按所在节点实时价格结算，彻底告别加权平均价的保护机制。

新能源项目在机制电量外的上网电量，可自主决定是否参与中长期市场交易；交易双方可灵活约定分时电量、电价等要素；不对中长期合同签约比例进行考核。全面推广多年期绿电交易（PPA）机制，引导新能源项目与用户签订多年期绿电交易合同。省内绿电交易仅开展双边协商、挂牌交易两种形式。

（三）区域市场建设及跨省交易最新进展

【南方区域电力市场】在2026年3月南方能源监管局与南方电网公司的交流座谈会上，将“深化区域电力市场建设，确保9月底前具备转入正式运行条件”列为2026年四大重点协同任务之首。