12月17日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布《关于建立全国统一电力市场评价制度》的通知。
文件提出，全国统一电力市场评价工作应结合市场建设情况开展多维度综合评价，重点围绕电力市场运营效果、市场作用发挥、经营主体可持续性发展、市场竞争充分度四个方面开展评价。
其中明确，市场为储能、虚拟电厂等新业态提供发展空间，推动民营企业参与，带动相关产业链成长，促进就业和能源新质生产力提升；同时提到，电力市场实现统一开放，经营主体有序竞争，对不当市场竞争、报价异常及市场力滥用行为能够有效约束，电力市场信用机制健全，能够对市场失信行为进行惩戒。
（来源：国家发改委）
政策的实施将推动电力市场监管体系的系统化升级，通过构建覆盖市场运营、作用发挥、主体可持续性和竞争充分度的多维评价体系，实现从分散管理向标准化、数字化监管的转变。评价制度将强化全国统一监管标准，依托数字化技术实现市场运行状态的实时监测和风险预警，提升监管的精准性与时效性，同时通过明确中央与地方的协同责任，避免多头评价，减轻企业负担。
政策将显著促进电力市场的高质量发展，通过量化评估市场在资源跨区配置、新能源消纳、保供稳价等方面的实际效果，引导市场规则持续优化。一方面推动跨省跨区交易规模化、常态化，助力“西电东送”等战略实施；另一方面通过容量补偿、绿电交易等机制协同，平衡安全、绿色与经济目标，为储能、虚拟电厂等新业态创造空间，最终提升电力资源配置效率和市场活力。
12月15日，陕西省发展和改革委员会发布关于征求《陕西省2026年电力现货市场连续运行工作方案（征求意见稿）》意见的公告。
文件提到，2026 年继续开展电力现货市场不间断连续运行工作。每个运行日的前一个法定工作日组织该运行日的日前市场竞价，其中周五组织未来三日的现货交易申报；如遇连续三日及以上法定节假日，依据陕西电力交易平台通知时间组织现货交易申报。
现货市场连续运行期间开展省内日前及实时电能量市场、省内调频辅助服务市场。省内调峰辅助服务市场与省内现货电能量市场相融合。市场出清交易结果将予以实际执行，并进行实际结算。
（来源：陕西发改委）
12月15日，河北省发展和改革委员会发布关于印发《冀北电网2026年电力中长期交易工作方案》的通知。
文件提出，根据预测，冀北电网2026年电力中长期直接交易电量规模暂定为870亿千瓦时，根据直接交易用户实际交易需求适时调整。
服务双碳目标落地，在交易时序上，优先开展直接交易用户与冀北新能源项目及区外新能源项目年度绿电交易，再组织直接交易用户与区外电厂（含区外新能源发电项目）、冀北调管220千伏及以下燃煤电厂、区内华北调管燃煤电厂、冀北新能源发电项目电能量交易。
其中，与区外电厂（含区外新能源发电项目）交易电量上限为冀北区内年度绿电交易达成后，剩余直接交易电量规模的25%，由北京电力交易中心组织，其余与冀北新能源发电项目进行月度、月内绿电交易，以及与冀北调管220千伏及以下燃煤电厂、区内华北调管燃煤电厂、冀北新能源发电项目进行年度、月度、月内电能量交易，由冀北电力交易中心组织。为满足民生供热需求，供热期（1、2、3、11、12月）各月区内电厂交易电量占比原则上不低于75%。
（来源：河北发改委）
12月15日，上海市经济信息化委市发展改革委发布关于同意印发《上海市电力直接交易实施方案（2026年版）》的批复。
方案提到，电力直接交易的交易方式主要为双边协商交易和集中交易（包括挂牌交易、集中竞价交易、集中撮合交易、滚动撮合交易等，下同）。
按照年度工作方案、市场交易公告、市场发布信息等相关规定，市内场外溯源交易可通过双边协商交易、挂牌交易中的单个方式开展，市内场内融合交易、省间场外溯源交易、省间场内融合交易可通过双边协商交易、挂牌交易、集中竞价交易、集中撮合交易、滚动撮合交易中的单个或多个方式开展；其中，市内交易在必要时可按照交易类型分别规定双边协商交易电量规模上限，逐步提高集中交易电量比重。
（来源：上海发改委）
12月16日，青海电力交易中心转发青海省能源局关于征求《青海电力现货市场连续结算试运行方案补充规定（征求意见稿）》意见建议的函。
其中提到，新能源项目（指风电、太阳能发电）原则上全部参与省内现货电能量市场。具备申报运行日发电预测曲线和AGC控制功能的扶贫、分布式/分散式、特许经营权、金太阳上网电量全额纳入机制电量的新能源项目，以报量不报价的方式参与现货电能量市场，以价格接受者全电量优先出清；新能源可持续发展价格结算机制电量不参与机组中长期超缺额收益回收。
运行核定参数设置申报和出清价格下限80元/兆瓦时，申报和出清价格上限650元/兆瓦时；二级限价300元/兆瓦时。
（来源：青海电力交易中心）
12月16日，国家能源局云南监管办公室、云南省发展和改革委员会、云南省能源局发布关于印发《云南调频辅助服务市场实施细则》的通知。
文件明确，云南调频市场的市场成员包括市场运营机构、经营主体、电网企业。
现阶段，云南调频市场结算纳入南方电网“两个细则”技术支持系统进行管理。云南调频市场结算费用采用收支平衡、日清月结的方式结算。云南调频市场补偿为调频里程补偿，只有AGC投AUTOR调频控制模式的发电单元方可获得相应调频里程补偿。云南调频市场参数表明确，调频里程申报价格上限8元/兆瓦，调频里程申报价格下限3元/兆瓦。
（来源：云南监管办）
12月17日，四川电力交易中心发布《四川绿色电力交易消费核算实施细则（V1.0）》。
文件明确，初期参与省内绿色电力市场的发电企业为在四川电力交易平台完成市场注册，满足绿证核发条件的省调直调及西南网调直调可再生能源发电企业。根据绿证类型，发电企业分为两类：核发可交易绿证的可再生能源发电企业；暂不核发可交易绿证的常规水电(相应的绿证随电量直接无偿划转)。独立储能放电电量不核发绿证。
（来源：四川电力交易中心）
12月17日，河北发改委发布《河北南网代理购电工作实施方案》、《冀北电网代理购电工作实施方案》。
两文件明确，代理购电电价由代理购电价格、输配电价、系统运行费用等构成，其中系统运行费用包括辅助服务费用、国家及省级制定的抽蓄、煤电、气电、独立储能等调节性电源容量电费；按照河北南网辅助服务市场相关规则文件执行，适时向用户分摊辅助服务费用。
按照河北省分时电价政策要求，代理购电用户执行相应分时电价。其中，代理工商业当月平均购电电价参与浮动;上网环节线损费用折价、输配电价、系统运行费用折价、代理购电历史偏差电费折价等不参与浮动。
鼓励电力用户通过直接参与市场形成用电价格。10千伏及以上工商业用户原则上直接参与市场交易（直接向发电企业或售电公司购电)，暂无法直接参与市场交易的可由电网企业代理购电；鼓励其他工商业用户直接参与市场交易，不断缩小代理购电范围。
（来源：河北发改委）
12月15日，重庆市发展和改革委员会、重庆市经济和信息化委员会、重庆市能源局公布《2025-2026年度新能源机制电价竞价结果的通知》，共3882个项目入选。
纳入机制的风电项目17个，机制电量总计20.75亿千瓦时，机制电价为0.3961元/千瓦时（含税，下同）；纳入机制的光伏发电项目3865个，机制电量总计17.02亿千瓦时，机制电价为0.3963元/千瓦时。
（来源：重庆发改委）
12月15日，国网新能源云公示江西省第二批次增量新能源机制竞价结果，共2859个项目入选。
根据公示，风电机制电量规模135414.240兆瓦时，机制电价水平0.365元/千瓦时，项目2个；光伏机制电量规模749874.281兆瓦时，机制电价水平0.379元/千瓦时，项目2857个。
根据江西第二批次竞价公告显示，申报主体为2026年1月1日~2026年12月31日投产(全容量并网，下同)的风电、光伏项目。2025年6月1日~12月31日投产且未纳入机制执行范围的增量新能源项目也可参与竞价。安排机制电量总规模为30.97亿千瓦时(按全年计算，下同)，其中，风电为12.26亿千瓦时，光伏为18.71亿千瓦时；风电、光伏竞价申报充足率下限均为125%；本次竞价申报上下限为0.24元/kWh-0.38元/kWh，风电、光伏执行期限均为10年，单个项目申报比例上限为65%。
（来源：国网新能源云）
12月16日，青海电力交易中心发布《2026年电力零售市场年度交易成交情况的公告》。
公告显示，2026年，共有43家售电公司和536家零售用户通过零售交易平台签订了电力零售市场年度分月分时段零售套餐合同，签约总电量为172.847亿千瓦时，全部零售合同加权平均服务费率为1.801元/兆瓦时。其中，最高服务费率为20元/兆瓦时，最低服务费率为0元/兆瓦时。
（来源：青海电力交易中心）
12月18日，国网新能源云公示湖北2026年度新能源增量项目机制竞价结果，共20541个项目入选。
2026年按光伏竞价项目竞价出清结果：机制电量规模488361.054兆瓦时，机制电价水平0.333元/千瓦时，项目20520个；
2026年按风电竞价项目竞价出清结果：机制电量规模1083952.908兆瓦时，机制电价水平0.387元/千瓦时，项目21个。
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。
（来源：国网新能源云）
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