12月22日，辽宁省发展和改革委员会发布《辽宁省推动绿电直连建设实施方案(2025-2027年)》。
文件提出，按照负荷是否接入公共电网分为并网型和离网型两类，并网型作为整体接入公共电网，离网型不接入公共电网。要求绿电直连应按照整体化方案统一建设，新能源、新增负荷、储能、直连线路等要按规定同步规划、同步实施、同步运行；并网型绿电直连原则上应作为整体参与电力市场交易。
绿电直连应按国务院价格、财政主管部门相关规定缴纳输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用，不得违反国家规定减免有关费用。
其中规划引领方面，要求绿电直连应按照“以荷定源”原则科学确定新能源电源类型和装机规模。并网型绿电直连整体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%，占总用电量的比例应不低于30%，2030年前不低于35%。
对于申请新增新能源项目实施绿电直连的，新能源要符合“规模化发展”要求。考虑辽宁省新能源消纳空间，并网型原则上采取“整体自发自用”模式，不向公共电网送电，新增新能源项目可增补纳入新能源发电建设方案。可申请采取“整体自发自用为主、余电上网为辅”的模式，上网电量占总可用发电量的比例根据年度新能源消纳情况，依申请顺序确定，上限不超过20%。
（来源：辽宁发改委）
辽宁省绿电直连政策的实施将深刻改变区域能源格局，通过“以荷定源”的规划原则和新能源自发自用电量不低于60%、总用电量占比不低于30%的硬性指标，从源头上确保绿电高效利用，有效破解新能源消纳难题。该政策要求新能源、负荷、储能及直连线路同步规划、同步实施、同步运行，显著提升系统稳定性，为清洁能源强省建设提供坚实支撑。方案精准聚焦产业需求，对战略性新兴产业、传统产业升级及未来产业（如绿氢）实施差异化运行模式，允许部分项目采取“自发自用为主、余电上网为辅”的灵活机制，为企业低碳转型提供低成本、高可靠性的绿色能源解决方案。
政策创新性地明确负荷侧为主责单位，向民营企业全面开放投资建设，打破能源领域传统壁垒，激发市场活力。通过规范整体参与电力市场交易、足额缴纳输配电费等机制，保障各类市场主体公平竞争。严格的时效要求（1年内开工、3年内投运）确保项目快速落地，到2027年将形成一批可复制推广的标杆项目，不仅大幅提升辽宁新能源就地消纳能力，更通过绿电直连的“辽宁样板”为全国能源转型与产业协同发展提供重要实践参考。
12月22日，山东省发展和改革委员会发布《关于2026年新能源机制电价竞价工作有关事项的通知》。
通知指出，本次竞价机制电量总规模为171.74亿千瓦时（按全年计算，下同），其中，风电为132.28亿千瓦时，光伏为39.46亿千瓦时。较2025年新能源机制电量规模（94.67亿千瓦时）有所增加。
风电、光伏竞价申报充足率下限均为125%。单个项目机制电量比例风电为70%，光伏为80%。竞价上限风电、光伏均为每千瓦时0.35（含税，下同）元，竞价下限风电为0.094元，光伏为0.123元。风电、光伏机制电价执行期限为10年。与2025年竞价基本相同。
（来源：中国电力报）
12月23日，广西电力交易中心发布关于公开征求《广西壮族自治区新能源项目机制电价竞价实施细则（试行）（征求意见稿）》意见的通知。
意见稿指出，原则上按照光伏、海上风电、其他风电等技术类型分别设置机制电量规模、分别组织竞价。单一类别竞价主体较集中或整体规模较小、缺乏有效竞争时，不再分类组织，统一合并竞价。具体组织分类以竞价通知为准。
源网荷储、绿电直连等新能源发电就近消纳项目中的新能源项目、2025年6月21日及以后投产的一般工商业分布式光伏、大型工商业分布式光伏除自发自用电量以外的上网电量全部进入电力市场，不纳入机制电价执行范围。
单个新能源项目申请纳入机制电量，应适当低于其全部上网电量，暂定不超过其全部上网电量的80%。
（来源：广西电力交易中心）
12月23日，福建电力交易中心发布关于征求《福建电力市场日前现货交易实施细则（模拟不结算试运行版）（征求意见稿）》意见的通知。
发电侧主体按参与现货电能量市场的竞价方式，分为通过竞价上网方式参与的A类发电侧主体和以价格接受者方式参与的B类发电侧主体。集中式新能源默认以“报量不报价”方式参与；分散式风电及分布式光伏项目选择B类时，默认以“不报量不报价”方式参与，在具备一定条件后，可选择其他方式参与。
（来源：福建电力交易中心）
12月24日，广西壮族自治区能源局发布《关于进一步明确2026年电力市场交易有关事项的通知》。
文件明确，为避免增量新能源项目机制电量重复参与绿色电力交易，增量新能源项目在竞价正式结果发布前暂不参与绿色电力交易，待增量新能源项目竞价结果正式发布后方可参与后续绿色电力交易。
经商自治区发展改革委，在广西深化新能源上网电价市场化改革实施方案正式印发前，已完成注册的存量集中式新能源项目暂按50%（存量分布式新能源项目暂按100%）上网电量（根据其交易单元对应调度厂（场）站2024—2025年平均发电利用小时数计算，年度、月度平均发电利用小时数分别低于1500小时、125小时的按1500小时、125小时执行）纳入机制电量计算年度、月度交易电量上限。
（来源：广西能源局）
12月25日，山西省发展和改革委员会发布关于公开征求《关于进一步完善工商业用户分时电价政策的通知》意见的通知。
文件提出，高峰时段电价在平时段电价基础上上浮60%，低谷时段电价在平时段电价基础上下浮55%，尖峰时段电价在高峰时段电价基础上上浮20%，深谷电价在低谷电价基础上下浮20%。其中，上网环节线损折价、系统运行费用折价、输配电价、历史偏差电费折价、政府性基金及附加不参与峰谷分时电价浮动。
（来源：山西发改委）
12月25日，江苏电力交易中心发布《关于加强电力零售与批发市场价格传导的工作通知》。
其中提到，电力用户与售电公司可选择“固定价格+市场联动价格”套餐，约定固定价格与市场联动价格电量比例及结算价格浮动比例。
现阶段，比例分成套餐的分成参考价不宜超过当月代理购电价格或较年度交易均价不宜超过5%，零售用户正价差分成比例不宜低于50%，负价差分摊比例不宜超过50%。与现货实时市场价格联动的实际用电量比例为5%~15%。
（来源：江苏电力交易中心）
12月25日，广西电力交易中心转发《广西电网有限责任公司关于公开征求<广西壮族自治区新能源项目机制电量结算细则（试行）（征求意见稿）>意见的通知》。
其中提到，机制电量采用“事前确定机制电量比例，事后根据实际上网电量形成”的方式确定。电网企业根据新能源项目每月实际发电量、上网电量、跨省跨区外送交易电量与纳入机制的电量比例等，计算每月实际执行差价结算的机制电量并开展差价结算。
机制电量计算方式：
（一）存量项目、全电量上网增量项目的机制电量计算方式：每月实际执行的机制电量=（每月实际上网电量－跨省跨区外送交易电量）×该新能源项目机制电量比例。
（二）增量项目（余电上网项目）机制电量计算方式：每月实际执行的机制电量=（每月实际发电量－跨省跨区外送交易电量）×该新能源项目机制电量比例－（每月实际发电量－每月实际上网电量）。
（来源：广西电力交易中心）
12月23日，江苏省发展改革委公布江苏省2025-2026年新能源增量项目机制电价竞价结果。
26165个项目入选江苏省2025-2026年新能源增量项目机制电价执行范围，均属于“其他风电项目和光伏项目”类别，入选机制电量合计131.35亿千瓦时，机制电价出清价格为0.36元/千瓦时（含税），本次增量项目竞价出清的机制电价执行期限为10年。
“海上风电项目”类别竞价上限为0.391元/千瓦时，竞价下限为0.3元/千瓦时；“其他风电项目和光伏项目”类别竞价上限为0.391元/千瓦时，竞价下限为0.25元/千瓦时。
（来源：江苏发改委）
12月24日，山西省发展和改革委员会公布2025年新能源机制电价竞价结果。
经公开竞价和结果公示，2025年山西省新能源机制电价竞价结果如下：风电项目机制电量规模14.82亿千瓦时，机制电价0.28466元/千瓦时（含税，下同）。光伏项目机制电量规模39.75亿千瓦时，机制电价0.31999元/千瓦时。
本次竞价入选项目的机制电量执行起始时间为2026年1月1日，其中自然人户用分布式光伏项目自投产之日起开始执行。
共计4946个项目，其中包括8个集中式风电项目、31个集中式光伏项目和4907个分布式光伏项目。
（来源：山西发改委）
12月25日，广东电力交易中心发布广东电力市场2026年度零售交易及合同签订情况。
广东电力交易中心2025年10月24日至12月22日通过广东电力市场交易系统组织开展了2026年零售交易及合同签订工作。
电能量合同签订情况：截至12月22日，广东电力市场共有486家售电公司、110300家电力用户签订了2026年电能量零售合同，签约电量规模约4648.6亿千瓦时（按用户2024年12月至2025年11月的历史电量统计，下同）。
绿电合同签订情况：截至2025年12月22日，广东电力市场共有117家售电公司、1215家电力用户签订了2026年绿电零售合同，电量规模194.3亿千瓦时，“固定价格”模式部分的均价为11.7元/兆瓦时。
（来源：广东电力交易中心）
12月26日，国家能源局发布1-11月份全国电力工业统计数据。
截至11月底，全国累计发电装机容量37.9亿千瓦，同比增长17.1%。其中，太阳能发电装机容量11.6亿千瓦，同比增长41.9%；风电装机容量6.0亿千瓦，同比增长22.4%。1-11月份，全国发电设备累计平均利用2858小时，比上年同期降低289小时。
（来源：国家能源局）
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