12月11日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于优化集中式新能源发电企业市场报价的通知（试行）》。
文件提到，新能源发电企业集中报价主要适用于电力现货市场正式运行和连续结算试运行地区电力中长期电能量交易中的集中交易和现货电能量交易。
参与集中报价的新能源发电企业，原则上集中后的总装机规模不应超过所在省（区、市）电力市场单个最大燃煤发电厂装机规模（不含特高压输电通道配套电源）。原则上仅允许同一集团（同一母公司、同一控股股东、同一实际控制人等）内同一省（区、市）的新能源发电企业进行集中报价，禁止跨集团、跨省（区、市）集中报价。禁止具有竞争关系的经营者达成固定或变更商品关系的垄断协议。
（来源：国家能源局）
短评：
政策通过允许同一发电集团在省内整合其分散的新能源场站进行集中报价，显著提升了新能源企业的市场运营效率。它有效降低了单个场站因“小、散、弱”而面临的高昂交易成本和运营负担，通过集约化管理和专业策略支持，增强了新能源整体的市场响应能力和竞争力，有助于减少资源浪费，促进新能源消纳。
同时，政策设定了严格的边界以防范市场风险，明确禁止跨集团、跨省集中报价，并将集中后的总规模限制在省内最大煤电厂的装机容量以下。这旨在防止市场力过度集中，并通过建立全流程的备案、监测和监管机制，在提升效率的同时维护了市场公平竞争秩序，为新能源高质量发展构建了市场与监管并重的制度环境。
12月8日，陕西省发展和改革委员会发布关于印发《陕西省2026年电力市场化交易实施方案》的通知。
文件明确，为避免市场操纵以及恶性竞争，执行周期为月度及以上的批发市场集中交易设置申报价格上、下限，综合考虑我省工商业用户高峰电价水平、煤电上网电价及容量电价政策等，年度交易各时段申报价格上、下限暂定为每千瓦时0.4254元、0.1元，月度（多月）交易各时段申报价格上、下限暂定为每千瓦时0.52元、0元，后续视运行情况可适时调整。
（来源：陕西发改委）
12月8日，云南省发展和改革委员会、云南省能源局、国家能源局云南监管办公室发布《关于完善云南省煤电容量电价机制》的通知。
文件明确，完善煤电参与市场交易机制：取消燃煤发电电能量市场，煤电与其他类型电源同台参与市场交易，适用相同的市场价格形成机制和市场结算机制。鼓励中长期合同双方签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制。
优化煤电现货运行补偿机制：现货市场运行初期，考虑不同煤种机组燃料成本差异，引导煤电机组按边际成本报价，基于现行现货运行补偿费用机制，优化有关参数设置，并按照“补偿合理发电成本”原则确定煤电运行补偿的成本标准。
（来源：云南发改委）
12月9日，北京市城市管理委员会发布关于印发《北京市2026年绿色电力交易方案》的通知。
通知表示，初期参与绿色电力交易的发电侧主体为风电、光伏发电项目，条件成熟时，可逐步扩大至符合条件的其他可再生能源。经营主体参与跨区跨省绿色电力交易时，应分时段报量、报价，以分时段成交结果加权价格参与峰谷浮动。分月电量不得超过其月度实际最大可发、用电能力。
绿色电力交易优先结算，月结月清，合同偏差电量不滚动调整。经营主体应分别明确电能量价格与绿色电力环境价值。
（来源：首都电力交易中心）
12月9日，四川省发展和改革委员会发布《四川省有序推动绿电直连发展实施细则（征求意见稿）》公开征求意见。
征求意见稿明确，并网型绿电直连项目作为统一整体参与电力市场，享有平等的市场地位，按照《电力市场注册基本规则》进行注册，根据市场交易结果安排生产，并按照与公共电网的交换功率进行结算。
项目用电时，应当直接参与市场交易，不得由电网企业代理购电，并按照下网电量承担上网环节线损费用。并网型项目电源和负荷不是同一投资主体的，也可分别注册，以聚合形式参与电力市场交易。电力交易机构根据市场规则对相关市场主体出具结算依据。绿电直连项目配套储能设施不能作为独立主体参与辅助服务等电力市场，不得通过租赁方式配置或对外租赁盈利，但可以与绿电直连项目作为整体参与辅助服务等电力市场。
（来源：四川发改委）
12月9日，福建电力交易中心发布《福建电力市场中长期交易实施细则（2025年修订版）》。
文件提出，电力中长期交易现阶段主要开展电能量交易，包括电力直接交易、合同转让交易等，根据市场发展需要开展输电权、容量等交易。
现阶段，虚拟电厂运营商发电类聚合单元参照集中式新能源参与中长期电能量交易，具备条件后可参与绿电交易；负荷类聚合单元按照售电公司有关要求参与中长期电能量交易和绿电交易。
（来源：福建电力交易中心）
12月10日，福建省发展和改革委员会、国家能源局福建监管办公室发布《关于印发2026年福建省电力中长期市场交易方案》的通知。
文件明确，年度交易电量规模方面，燃煤发电、储能等交易电量预测为800—1050亿千瓦时（不含外送电量，下同）；核电交易电量预测为700—800亿千瓦时，其中参与双边协商交易电量原则上不超过160亿千瓦时。
交易价格方面，双边协商交易的交易价格由交易双方自主协商确定，鼓励燃煤发电企业与批发用户、售电公司在双边交易合同中约定购电价格与煤炭价格挂钩联动的浮动机制，可通过每月开展的合同调整交易进行协商调整。绿色电力交易价格包括电能量价格与环境价值，交易价格按国家有关规定通过市场化方式形成。
（来源：福建发改委）
12月11日，河南省发展和改革委员会关于印发《河南省深化新能源上网电价市场化改革实施方案》的通知。
文件明确，存量项目机制电量方面，扶贫光伏、公共电网连接点为380伏及以下并网的低压分布式光伏项目：全部上网电量纳入机制电量；风电、集中式光伏、公共电网连接点为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。机制电价按照河南省现行燃煤发电基准价执行（0.3779元/千瓦时）。
增量项目机制电量可自愿通过参与竞价获取机制电量、机制电价。单个项目参与竞价可申报的机制电量原则上低于其全部上网电量，单个项目按照“月控比例、年控规模”的原则分解机制电量并开展差价结算，机制电量按千瓦时向下取整数；单个项目参与竞价的机制电量原则上低于其全部上网电量。具体计算方式为：单个项目申报机制电量=项目并网容量×年利用小时数×（1－厂用电率）×单个项目申报机制电量比例。
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）
12月11日，青海电力交易中心发布关于印发《青海省2026年电力中长期交易方案》的通知。
方案提到，预计2026年青海电网用电量1074亿千瓦时（不含自发自用电量和厂用电），上网电量1326亿千瓦时。其中：水电上网电量485亿千瓦时，火电上网电量166亿千瓦时，新能源上网电量675亿千瓦时。
预计2026年市场化交易电量总规模1454亿千瓦时。其中：省内发电侧交易电量946亿千瓦时（水电368亿千瓦时、火电166亿千瓦时、新能源412亿千瓦时）；外购电量128亿千瓦时、外送电量380亿千瓦时。2026年开展省内中长期分时段交易和结算。中长期按照年度（多年）、月度（多月）及月内（多日）交易开市，月内交易按日连续运营，实现月内D-2日（D为交易执行日）交易。
（来源：青海电力交易中心）
12月11日，国网新能源云公示《江苏省2026年新能源机制电价竞价结果》。
2026年按光伏竞价项目竞价出清结果：机制电量规模13134939897千瓦时，机制电价水平0.36元/千瓦时。
共26165个项目入围，其中包括105个集中式光伏项目、26058个分布式光伏项目、2个常规海上光伏项目。
（来源：国网新能源云）
12月11日，国网新能源云公示《湖南省2025-2026年度增量项目机制电价竞价结果》，共6210个项目入围。
2026年按风电竞价项目竞价出清结果：机制电量规模25.18亿千瓦时，机制电价水平0.33元/千瓦时，项目20个；
2026年按光伏竞价项目竞价出清结果：机制电量规模7.57985576亿千瓦时，机制电价水平0.375元/千瓦时，项目6190个。
（来源：国网新能源云）
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