电力行业政策
12月31日，陕西省发改委印发《2025年陕西电网发电企业优先发电量计划的通知》，根据文件，非统调水电、分布式新能源、光伏领跑者项目、光伏扶贫项目、生物质项目及未入市的资源综合利用项目等非市场化机组原则上全额安排优先发电量计划，用于保障居民、农业用电和线损电量采购。
2、西北监管局：《西北区域电力并网运行管理实施细则》《西北区域电力辅助服务管理实施细则》补充规则
1月2日，国家能源局西北监管局印发《西北区域电力并网运行管理实施细则》《西北区域电力辅助服务管理实施细则》补充规则的通知。
文件提出，规范发电机组和独立新型储能纳入细则管理要求、优化一次调频过调节管理、完善新能源场站运行管理要求、优化新能源AGC管理、取消对现货市场新能源功率预测考核的区别对待等。
新能源政策
12月26日，湖北省能源局发布《关于公布2024年第一批新能源发电项目名单的通知》，涉及新能源发电项目共5个，容量共计300MW，其中：风电项目4个，容量230MW；光伏发电项目1个，容量70MW。
2、国家能源局：11月新增建档立卡新能源发电项目16488个
12月25日，国家能源局发布《关于2024年11月全国新增建档立卡新能源发电（不含自然人户用光伏）项目情况的公告》。 2024年11月，全国新增建档立卡新能源发电（不含自然人户用光伏）项目共16488个，其中风电项目25个，光伏发电项目16448个（集中式光伏发电项目35个，工商业分布式光伏发电项目16413个），生物质发电项目15个。
12月30日，陕西省发改委公示了《陕西省第一批独立储能试点项目遴选结果》，共有9个项目纳入名单，总规模达2398MW/9344MWh。
从技术路线来看，构网型储能3个项目共计548MW/1644MWh。项目规模最大的是压缩空气储能项目，两项合计1.05GW/4.9GWh；另外还有全钒液流电池，单项规模达300MW/1800MWh。其余均为磷酸铁锂电池，或与超级电容混合储能技术。
12月23日，河南省发改委发布《关于实施第五批源网荷储一体化项目的通知》。本次纳入实施范围的项目共包含工业企业类49个、增量配电网类4个、农村地区类8个项目（见附件），规模共823.999MW，包含风电511.1MW，光伏312.899MW。
日前，广西壮族自治区能源局发布《关于印发2024年新能源回收指标再分配项目建设方案的通知》，共39个总装机容量395万千瓦项目列入广西2024年新能源回收指标再分配建设方案。其中，陆上风电项目36个、装机容量375万千瓦，集中式光伏发电项目3个、装机容量20万千瓦。
6、云南：新能源配储不低于10%、2小时，不足额则加收30%调节费
12月30日，云南省发改委、云南省能源局联合印发《关于进一步推进新型共享储能发展的通知》。通知自2025年1月1日起施行。
文件明确，2025年继续实行“新能源+储能”机制，集中式风电和光伏发电项目按不低于装机容量10%的比例(持续时长不低于2小时)配置储能容量，未自建新型储能设施或未购买共享储能服务达到装机规模10%的风电和光伏发电企业(含已建成项目)，须通过自主协商或参加挂牌交易自行购买系统调节服务。
7、四川：不高于100MW的新能源项目 通过租赁方式配置新型储能
12月31日，四川省发展和改革委员会 四川省能源局发布《关于促进新型储能积极健康发展的通知》，通知指出，对配置新型储能（含租赁）不低于装机容量10%、时长2小时及以上的新能源项目，适当倾斜支持保障利用小时数。
2023年7月20日后核准或备案的单独开发的风电、集中式光伏项目，未按要求配储、或配储容量不满足要求的新能源项目，鼓励通过租赁方式配储，租赁合同可作为新能源配储容量和项目并网的依据，租赁协议不短于3年。
2025年1月2日，《辽宁省2024年度海上风电建设方案》正式下发。《通知》指出，辽宁2024年省管海域海上风电总规模700万千瓦，其中，大连市200万千瓦；丹东市350万千瓦；营口市70万千瓦；葫芦岛市80万千瓦。
《通知》还指出，项目业主应注重规模化开发，至少开发建设50万千瓦以上规模海上风电项目。注意集约利用海洋资源，优化海底送出通道布置。除大连市DL2、DL3项目可以采取单条海底送出通道外，其他区域每条海底送出通道容量不得低于50万千瓦。
电力市场政策
1、湖北：印发《湖北省电力现货市场结算实施细则(V3.0)》
获悉，湖北省能源局发布关于印发《湖北省电力现货市场交易实施细则(V3.0)》《湖北省电力现货市场结算实施细则(V3.0)》的通知。
其中《湖北省电力现货市场结算实施细则(V3.0)》提出，细则适用于现货市场建立后的湖北省电力市场结算工作，包括但不限于批发、零售电能量市场等。
电力批发市场采用“日清月结”和“月清月结”相结合的结算模式。电能电费计算以小时为基本计算时段，以日为周期汇总后出具日清分临时结算结果，以月度为周期出具正式结算依据并开展电费结算；市场运营费用按月结算。
2、湖北：印发《湖北省电力现货市场交易实施细则(V3.0)》
获悉，湖北省能源局发布关于印发《湖北省电力现货市场交易实施细则(V3.0)》《湖北省电力现货市场结算实施细则(V3.0)》的通知。
其中《湖北省电力现货市场交易实施细则(V3.0)》中提出，现阶段，参与现货市场的市场主体包括：
（1）统调公用燃煤电厂及余量上网的统调自备燃煤电厂。（2）接入公用电网的集中式新能源场站。（3）新型储能：装机容量1万千瓦及以上，充放电持续时间1小时及以上，可独立计量，由电网直接调度的新型储能。（4）虚拟电厂（负荷类）：可调节能力1万千瓦及以上，连续可调节时间1小时及以上。（5）批发用户、售电公司及电网企业代理购电用户等。
3、陕西：印发《陕西电力市场结算实施细则（连续结算试运行V1.0）》
获悉，陕西省发展改革委发布《关于开展陕西电力现货市场连续结算试运行工作的通知》，其中包含陕西电力市场结算实施细则（连续结算试运行V1.0），电力批发市场采用“日清月结”的结算模式。
每日对已 执行的成交结果开展清分计算，出具日清算临时结算结果；以自 然月为周期出具结算依据并开展电费结算。电力零售市场采用“月清月结”的结算模式，以自然 月为周期出具结算依据并开展电费结算。
获悉，海南省发展和改革委员会发布关于印发《海南省电网企业代理购电实施方案》的通知，其中提到，开放全部工商业电力用户直接参与市场交易。
鼓励10千伏以下工商业用户直接参与市场交易，未直接参与市场交易的由电网企业代理购电。已直接参与市场交易又退出的用户，可暂由电网企业代理购电。逐步缩小电网企业代理购电用户范围，推动工商业用户全面直接参与电力市场交易。
12月30日，国家能源局山西监管办公室印发《山西电力中长期交易实施细则》的通知。《细则》指出中长期分时段交易价格约束。年度集中交易原则上按照国家规定的燃煤基准价浮动范围进行限制；多月连续分时段交易，逐个时段限价范围为 95.62-764.93 元/兆瓦时。
月度、旬分时段交易进行逐个时段限价，逐个时段限价范围设置12个价格区间；日滚动交易仅设定最低和最高限价，不进行逐个时段限价，最低限价为 0 元/兆瓦时，最高限价为1500 元/兆瓦时。
12月30日，湖南电力交易中心发布《湖南工商业分布式光伏参与市场交易实施细则（试行）》，其中提到，10kV及以上工商业分布式光伏原则上以独立主体方式参与湖南电力市场交易，纳入湖南电力市场交易规则体系统一运营管理。10kV以下工商业分布式光伏以虚拟电厂聚合方式参与湖南电力市场交易。
12月31日，浙江省发展改革委 省能源局 浙江能源监管办关于印发《浙江电力现货市场运行方案》的通知。
根据通知，参与范围：全省统调煤电和非统调煤电，统调水电、核电、风电、光伏发电、抽蓄电站及全体工商业用户参与现货市场运行，适时探索引入电网侧储能、虚拟电厂等新型主体参与。其中，紧水滩电厂参与申报、出清和调电，不参与结算。统调燃气机组参与模拟申报，不参与出清、调电和结算。
8、四川：印发《四川电力中长期交易规则（2024年修订版）》
12月31日，国家能源局四川监管办公室、四川省发展和改革委员会、四川省能源局联合印发《四川电力中长期交易规则（2024年修订版）》（川监能市场〔2024〕145号）。
其中提到，四川电力中长期交易实行水电、新能源、燃煤火电等多类型电源共同参与、同台竞争，现阶段主要开展电能量交易、合同电量转让交易，灵活开展发电权交易，根据市场发展需要开展输电权、容量等交易。
12月31日，四川省发展和改革委员会、四川省能源局、国家能源局四川监管办公室联合印发《四川省2025年省内电力市场交易总体方案》（川发改能源〔2024〕667号）。
其中提到，对除绿色电力交易外的电能量交易价格设置市场限价。丰水期上限按原水电标杆电价按水期浮动后的价格确定，市场限价为0一211.43元/兆瓦时；平水期上限按原水电标杆电价上浮20%的价格确定，市场限价为0一333.84元/兆瓦时；枯水期上限按原水电标杆电价按水期浮动后再上浮20%的价格确定，市场限价为0一415.63元/兆瓦时。
12月31日，湖南省发展和改革委员会发布关于向社会公开征求《关于完善我省分时电价政策及有关事项的通知（征求意见稿）》的公告，其中修改时段划分，除了冬季月份（1月、12月）之外，夏季月份（7月、8月）和其余月份（2月、3月、4月、5月、6月、9月、10月、11月）均增加午间低谷3小时。
11、山西：印发《山西电力现货市场实施细则（V15.0）修订》
近日，山西省能源局、国家能源局山西监管办公室发布关于印发《电力市场规则体系（V15.0）》的通知，按照《电力市场规则体系修订管理实施细则》（晋能源电力发〔2023〕327号）要求，省能源局、山西能源监管办按照程序对《电力市场规则体系V15.0》进行修订。
其中《电力现货市场实施细则（V15.0）》新增选择参与现货交易的集中式平价新能源、分布式新能源，若选择参与优先电量分配，列为第一梯次，其他新能源项目列为第二梯次。
获悉，浙江省发展改革委、省能源局发布《关于电力现货市场结算试运行的补充通知》，其中提到，2025年第一季度的二级限价触发值取2024年11月统调燃煤电厂电煤到厂均价上浮 5%形成的煤电月度联动交易价格。
2025年暂定对非统调煤电给予差价费用补偿，包括固定差价费用补偿和浮动差价费用补偿。其中，固定差价费用补偿的补偿电量暂定为实际上网电量的45%，补偿价格为燃煤基准价上浮20%形成价格与年度市场交易参考价的差值。
1月2日，浙江省发展改革委、省能源局发布《关于非统调煤电价格机制执行有关事项的通知》，其中提到，合规在运的非统调公用煤电机组由现行单一制电价调整为两部制电价。其中电量电价（含脱硫、脱硝、除尘、超低排放电价）通过市场化方式形成，容量电价执行国家核定标准，2025年执行每年每千瓦100元。
12月31日，河南省发展改革委、河南能监办发布《河南省2025年电力中长期交易有关事项》，其中提到交易模式，中长期交易分为常规电量交易和分时段电量交易两种模式，同步独立开展相关交易。高耗能企业交易组织维持现行模式不变。
2025年现货市场未运行期间，售电公司代理的全部分时段交易零售用户、售电公司、电力批发用户与发电企业达成的分时段交易累计电量，其峰段（含尖峰、高峰，下同）总电量与谷段总电量之比均不超过0.8。
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