10月11日，河南省发改委发布关于公开征求《河南省深化新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》意见的公告。
其中提到，全省新能源上网电量2026年1月1日起原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。放宽现货市场限价，现货市场申报价格上限考虑河南省目前工商业用户尖峰电价水平等因素暂定为1.2元/千瓦时，申报价格下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素暂定为0元/千瓦时。
存量项目中，机制电量部分，扶贫光伏、380伏及以下并网的低压分布式光伏项目：机制电量比例为100%，全部上网电量纳入机制电量；风电、集中式光伏、10（6）千伏及以上并网的分布式光伏项目：机制电量比例为80%，单个项目机制电量规模=项目并网容量×年利用小时数×（1－厂用电率）×项目机制电量比例。机制电价：按河南省现行燃煤发电基准价执行（0.3779元/度）。
增量项目机制电量考虑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经济承受能力等因素确定竞价机制电量总规模；机制电价方面，申报价格上限考虑合理成本和收益、绿色价值、电力供需形势、用户承受能力等因素确定，原则上不高于河南省现行燃煤发电基准价；初期为避免无序竞争可考虑先进电站造价水平折算的度电成本等设定竞价下限，后续视情况取消。
（来源：河南发改委）
政策一方面，对于存量项目，通过设定机制电量和固定机制电价（如扶贫光伏全额保障、其他项目80%比例按燃煤基准价0.3779元/度执行），有效稳定了现有项目的收益预期，减少了市场化改革带来的波动风险；另一方面，对于增量项目，引入竞价机制引导企业通过成本控制和技术优化参与竞争，避免无序发展，促进新能源投资健康有序。同时，政策鼓励项目参与电力市场交易，如现货和中长期市场，并强化考核机制，推动企业提升运营效率。
对终端用户而言，政策确保了电价的基本稳定。居民和农业用户继续执行现行目录销售电价，不受改革影响；工商业用户电价在方案实施初期预计保持平稳，后续虽可能随供需波动，但通过差价结算和费用分摊机制，波动风险得到控制，有利于减轻用户负担。此外，政策通过健全零售价格传导等保障机制，维护了市场公平，支持绿色低碳转型。
10月9日，宁夏自治区发展改革委发布关于征求《宁夏回族自治区关于推动绿电直连发展的实施意见》 意见建议的通知。
文件提出，绿电直连项目按照“以荷定源”原则，科学确定新能源电源类型和装机规模，确保新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%，占负荷侧总用电量比例不低于30%，逐年提高不低于1.5个百分点，2030年前达到35%以上。上网电量占总可用发电量的比例不超过20%。在新能源消纳困难时段，项目不应向公共电网反送电。
绿电直连项目接入电压等级应为110千伏及以下，接入35千伏的，负荷与电源项目接网距离不超过20公里，接入110千伏的，接网距离不超过50公里，原则上应在同一市域范围内。
（来源：宁夏发改委）
10月9日，上海市经济信息中心印发《关于组织开展上海市2025年新能源增量项目机制电价竞价公告》。
根据文件，此次竞价包括集中式光伏、集中式风电、分布式光伏、分散式风电、生物质发电等，不含深远海风电等成本差异较大的项目，以及已通过竞争性配置形成价格的特殊新能源项目。其中，机制电量规模为22亿度，申报充足率为120%，单体项目申报上限为90%。具体电价方面，申报上限为0.42元/度，下限为0.2182元/度，执行期限12年。在计算参数方面，集中式光伏平均发电小时数按1290小时、分布式光伏按1086小时计算。
（来源：上海发改委）
10月10日，青海电力交易中心发布《关于征求青海省电力中长期分时段交易规范指引（征求意见稿）意见建议的通知》。
文件提出，中长期分时段交易以交易周期内某时段的电量作为标的，一般将每天分为24个时段(0-23点)，经营主体分别申报各时段的电量、价格，按照出清规则形成分时段的电量、电价中长期交易合约。原则上电能量交易开展分时段交易，水火风光发电企业同台竞价。
中长期分时段交易每个时段均应设置申报价格上下限，各时段申报价格的限额可统一设置为下限80元/兆瓦时、上限650元/兆瓦时。后期，可结合现货市场运行和现货市场价格情况每年动态调整中长期分时段申报价格限额，促进中长期与现货市场的价格衔接。
经营主体自主进行分时段交易申报，也可参照市场运营机构推荐的典型发（用）电曲线进行申报。中长期分时段交易按照24时段（0-23点）分别申报，每个时段均应设置交易申报价格、申报电量上下限，分时段交易电量、电价、曲线通过市场交易形成。
同一经营主体可根据自身电力生产或者消费需要，购入或者售出电能量。同一经营主体不能在单次交易或分时段交易中的单个时段中既购入电量又出售电量，只能二者选其一。
（来源：青海电力交易中心）
10月11日，福建电力交易中心发布了《关于组织开展2026年电力市场零售交易的通知》。
文件提到参与主体包括已注册生效且符合条件的售电公司与零售用户、虚拟电厂(含负荷聚合商)与分布式电源、可调节负荷等聚合资源；售电公司与零售用户的交易方式包括挂牌交易、双边协商交易两种，零售用户可根据自身情况选择任意一种方式；虚拟电厂运营商与聚合资源的套餐交易方式为双边协商交易方式，以聚合单元及其聚合资源为单位，由聚合单元发起聚合类零售套餐签约。
年度套餐：交易标的起始时间为2026年1月1日，终止时间为2026年12月31日。交易时间为2025年10月20日至2025年11月19日期间的工作日9:00-17:00。
月度(含多月)套餐：交易标的起始时间为次月1日，终止时间不超过当年12月31日，交易履约周期最短为一个自然月。交易时间为每月工作日9:00-11:00、15:00-17:00，截止每月20日(如遇节假日，截止日期相应提前)。
零售套餐变更：交易时间为每月工作日9:00-11:00、15:00-17:00，截止每月20日(如遇节假日，截止日期相应提前)。
福建电力交易中心
（来源：福建电力交易中心）
10月11日，国网新能源云平台发布《黑龙江省2025-2026年度新能源项目竞价公告》。
公告提出，机制电量总规模为63.04亿千瓦时（按全年计算），竞价申报充足率不低于125%。单个项目申报机制电量比例不超过其全部上网电量的85%；风电、光伏竞价上限均为0.3元/千瓦时，竞价下限均为0.114元/千瓦时；风电、光伏项目平均发电利用小时数：近三年黑龙江省风电、光伏项目平均发电利用小时数分别为2485小时和1517小时。
（来源：国网新能源平台）
10月11日，安徽省发展改革委发布《关于开展2025—2026年新能源增量项目机制电价竞价工作的通知》。
文件明确，竞价上限为0.3844元/千瓦时，竞价下限为0.2元/千瓦时。同时，本次竞价分为通过竞争性配置（含配储的6MW以下地面光伏电站）方式纳入年度开发建设方案的新能源项目和其他新能源项目2类进行。其中竞争性配置新能源项目机制电量规模上限为63亿千瓦时，其他新能源项目机制电量规模上限为27亿千瓦时。
（来源：安徽发改委）
10月13日，国家发展改革委、国家能源局联合发布了关于印发《跨省跨区电力应急调度管理办法》的通知，自2025年10月1日起施行，有效期5年。
文件提到，当电力运行中存在安全风险、电力电量平衡缺口时，优先通过跨省跨区电力中长期交易、现货交易等市场化手段配置资源和形成价格。当市场化手段不能完全解决问题时，电力调度机构在日前、日内阶段组织实施应急调度。
受入省落地电价减去送出省上网电价、各环节输电价格、线损折价后为正的，相关费用纳入送出省系统运行费，由送出省用户和发电企业共同分享，分享比例为80%、20%；受入省落地电价减去送出省上网电价、各环节输电价格、线损折价后为负的，相关费用纳入受入省系统运行费，由受入省用户分摊。发电企业按送出省市场交易价格加上分享部分进行结算。应急调度输电价格和线损折价，按照国务院价格主管部门核定的标准执行。
（来源：中国能源报）
10月11日，陕西电力交易中心发布2025年9月电力批发市场交易价格情况。
其中，2025年9月中长期批发交易均价352.174元/兆瓦时。售电公司1-9月中长期批发交易均价351.18元/兆瓦时，售电公司1-9月绿电环境权益均价4.485元/兆瓦时，零售套餐电能量价格预警值386.298元/兆瓦时，零售套餐绿电环境权益预警值5.831元/兆瓦时。
（来源：陕西电力交易中心）
10月13日，北京电力交易中心发文表示，国家电网有限公司华北分部在北京电力交易中心的指导下，组织新疆和黑龙江富余绿电跨区错峰交易。
10月共计成交电量5.4亿千瓦时，合计输送电力370万千瓦，占京津两地晚高峰外购电力总量的近四分之一。跨区绿电错峰交易破解了绿电“时空错配”难题，既保障了京津用电高峰需求，又促进了新疆、黑龙江新能源电量高效消纳。
今年，华北电网首次实现绿电购入范围覆盖西北、东北全部省份。目前，新疆、黑龙江送京津绿电交易已常态化组织开展，京津用户市场化绿电交易电量达288亿千瓦时，同比增长130%。
（来源：北京电力交易中心）
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