12月31日，甘肃省发改委印发《关于建立发电侧可靠容量补偿机制的通知（试行）》。
文件明确，为适应新型电力系统能源安全和绿色转型的发展需要，坚持公平公正，责任共担，对发电侧可靠容量按贡献予以补偿，全体工商业用户公平承担。补偿范围暂包括合规在运的公用煤电机组、电网侧独立新型储能，均不含直流配套电源。
煤电机组、电网侧独立新型储能每年可获得的容量电费为申报容量、可靠容量补偿标准和容量供需系数三者的乘积。可靠容量补偿标准暂定为每年每千瓦330元，自2026年1月1日起执行。
容量电费考核与清算方面，煤电机组、电网侧独立新型储能运行期间，不能按照调度提前下达的指令提供申报最大出力或放电时长的，月内发生一次扣减当月容量电费50%，发生二次扣减100%；全年有三个月扣减月度100%容量电费的，扣减全年容量电费。
现货市场申报价格下限设置为0.04元/千瓦时，上限设置为0.5元/千瓦时。现货市场价格机制自2026年1月1日起执行，后续根据国家最新政策和我省电力市场运行实际动态调整。
（来源：辽宁发改委）
政策的实施将显著推动甘肃省新型储能产业的发展，通过为电网侧独立新型储能提供330元/千瓦/年的容量补偿标准，并明确6小时储能系统可获得满额补偿，有效激励投资者建设储能项目，增强电力系统的调节能力和可靠性。同时，政策通过构建容量补偿机制与现货市场价格上下限（0.04-0.5元/千瓦时）的配套措施，有助于稳定发电侧市场预期，促进煤电与储能协同转型，为可再生能源消纳提供支撑。
政策的影响也体现在成本分摊机制上，容量电费由外送电量和省内工商业用户按用电量比例分担，这可能增加工商业用户的用电成本，但通过提升系统顶峰时段的供电可靠性，有利于保障电力安全供应和绿色转型。此外，严格的考核机制（如未达调度要求则扣减电费）确保了补偿的有效性，整体上推动了公平竞争和市场健康运行。
12月29日，陕西省发展和改革委员会发布关于印发《陕西省2026年电力现货市场连续运行工作方案》的通知。
方案明确，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29日，广西壮族自治区发展和改革委员会、广西壮族自治区能源局发布关于印发《广西壮族自治区深化新能源上网电价市场化改革实施方案》的通知。
方案明确，存量项目机制电量：分布式、扶贫光伏、6月1日前已经开展竞争性配置的海上风电项目100%上网电量纳入机制电量；已进入电力市场的平价新能源机制电量50%；机制电价：全容量投产的分布式新能源项目、扶贫光伏项目参考广西现行平均燃煤发电基准价0.4207元/千瓦时执行，2025年6月1日以前已开展竞争性配置的海上风电项目按照竞争性配置相关文件明确的上网电价执行。2025年已进入电力市场的新能源项目适当衔接2025年广西电力市场相关政策，暂定为0.34元/千瓦时。
增量项目机制电量：按照全区增量新能源项目年度预测上网电量的40%确定。单个项目申请纳入机制电量的规模不超过80%；机制电价：上限0.36元/度，下限0.15元/度。
（来源：广西发改委）
12月30日，福建电力交易中心发布关于印发《福建省虚拟电厂常态化参与电能量市场交易相关事宜（试行）》的通知。
文件提出，发电类聚合单元应满足聚合规模不低于5兆瓦，发电出力下调节能力不低于1兆瓦且持续时长不小于1小时；负荷类聚合单元应满足下调节能力不低于1兆瓦且持续时间不小于1小时，并完成调节能力测试，测试期间各时段正负偏差应不超过15%。
其中，聚合单元的聚合资源范围发生变化时，应按要求完成调节能力测试，新增批次的负荷类聚合资源测试用户合计调节能力不得低于其基线负荷的10%。
（来源：福建电力交易中心）
12月30日，内蒙古自治区能源局发布《关于做好2026年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜的通知》。
文件提出，预计2026年蒙西电网区内电力市场交易电量规模2850亿千瓦时，居民、农业用电260亿千瓦时。
同日，内蒙古自治区能源局发布关于做好2026年内蒙古东部电力交易市场中长期交易有关事宜的通知。文件提出，预计2026年蒙东区内电力市场交易电量规模533亿千瓦时（含线损电量）。按照用电类型划分，工商业用电386亿千瓦时，居民农业用电147亿千瓦时；按照交易类型划分，直接交易299亿千瓦时，电网代购234亿千瓦时。
综上合计预计2026年内蒙古地区电力市场交易电量规模3383亿千瓦时。
（来源：内蒙古能源局）
12月30日，山西电力交易中心发布关于印发《电力市场规则体系（V16.0）》的通知。
其中明确，现货市场申报价格上下限要综合考虑发电企业运营和市场用户电价承受能力，经电力市场研讨专班研究讨论和电力市场管理委员会审议表决通过后，再经省发展改革委会同省能源局、山西能源监管办审核通过后执行。现货市场申报价格范围 P(现货申报，)P(现货申报)当前取值0-1500元/兆瓦时。采用节点电价机制后，若市场出清价格 P(现货出清)超过 P(现货申报，)则 P(现货出清)按 P(现货申报)执行。
非供热期，或不承担供热任务的燃气电厂全电量参与现货市场，提升电力供应保障能力，暂不参与中长期交易，需参与市场运营费用的分摊与返还。
集中式新能源场站以“报量报价”方式参与现货市场。直接或聚合为“分布式电源类”虚拟电厂参与现货市场的分布式新能源场站，以“报量报价”方式参与现货市场，以聚合方式申报次日量价曲线，按照集中式新能源管理。
（来源：山西电力交易中心）
12月31日，湖南省发展和改革委员会发布关于印发《湖南省有序推动绿电直连发展实施方案》的通知。
方案指出，费用缴纳要求。按照“谁受益、谁负担”原则，绿电直连项目应按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。各地不得违反国家规定减免有关费用。
并网型绿电直连项目以项目接入点作为计量、结算参考点，作为整体与公共电网进行电费结算。项目上网电量应全量参与电力市场交易，参与市场价格形成，反映供需关系。同时，并网型项目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，原则上应作为整体参与电力市场交易，按照与公共电网的交换功率开展结算。
（来源：湖南发改委）
12月31日，广西壮族自治区发展和改革委员会、广西壮族自治区能源局发布关于《广西壮族自治区新能源项目机制电价竞价实施细则 （试行）》的批复。
文件明确，单个新能源项目申请纳入机制的电量，可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%。若竞价周期内新能源项目存在已成交的中长期交易电量、绿电电量，相应调减新能源增量项目竞价申报上限。
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。
（来源：广西电力交易中心）
1月4日，湖南省发展和改革委员会发布《关于完善2026年度电力中长期交易价格机制的通知》。
文件提出，中长期价格与现货价格挂钩联动。为平稳过渡并引导市场预期，2026年，市场主体自主签订的省内年度中长期电力交易合同，其电量按以下比例签订相应价格：合同电量的40%可协商约定固定价格，其价格不得超过湖南省中长期交易价格上限相关规定；合同电量的60%执行反映实时供需的灵活价格（按实时市场统一结算点电价确定）。
（来源：湖南发改委）
12月31日，北京市发展和改革委员会公布本市2026年新能源增量项目机制电价竞价结果。
经公开竞价和结果公示，2026年本市新能源机制电价竞价结果为：纳入机制的新能源增量项目共1619个，其中集中式项目2个，分布式项目1617个，机制电量入选规模2.41342亿千瓦时，机制电价为0.3598元/千瓦时。
（来源：北京发改委）
12月31日，四川省发展和改革委员会公布2025—2026年度增量新能源项目机制电量电价竞价结果。
经公开竞价和结果公示，2025—2026年度增量新能源项目机制电量电价竞价结果为：风电项目入选16个、机制电量规模8.8亿千瓦时、机制电价0.393元/千瓦时（含税，下同）；光伏项目入选13177个、机制电量规模约41.28亿千瓦时、机制电价0.372997元/千瓦时。
（来源：四川发改委）
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