1月14日，内蒙古自治区能源局发布关于印发《内蒙古自治区单一电力用户绿电直连项目开发建设实施方案（试行）》的通知。
文件明确，适用范围包括：新增用电负荷、氢基绿色燃料、降碳刚性需求出口外向型企业、燃煤燃气自备电厂、国家枢纽节点数据中心（和林格尔数据中心集群）、电解铝行业、国家级零碳园区。
同时表示，鼓励绿电直连项目通过配置储能、挖掘负荷灵活调节潜力等方式，提升自平衡、自调节能力，尽可能减少系统调节压力。绿电直连项目享有平等市场主体地位，建成后原则上作为一个整体参与电力市场交易，项目负荷不得由电网企业代理购电。 氢基绿色燃料绿电直连项目上网电量全部参与电力市场交易。
其中，并网型绿电直连项目按照“以荷定源”原则科学确定新能源电源类型和装机规模，新能源年度自发自用电量占年度总用电量的比例应不低于30%，并不断提高自发自用比例，2030年前不低于35%。
（来源：内蒙古自治区）
政策将显著推动内蒙古重点产业绿色低碳转型，为新增用电负荷、氢基绿色燃料、数据中心、电解铝等七类特定项目开辟了绿电直供的快捷通道。通过明确“以荷定源”原则（新能源自发自用比例不低于30%），并允许负荷企业牵头投资建设，政策直接降低了企业绿电使用门槛与成本，尤其有助于出口型企业和零碳园区提升绿电消费比例，增强国际市场竞争力。
政策通过规范并网型与离网型项目的建设标准、交易机制和申报流程，强化了电网安全与市场公平。它鼓励跨盟市合作与民营资本参与，激活本地新能源消纳潜力，减少对公共电网调节资源的占用。此举不仅将加速内蒙古能源结构优化，也为全国探索绿电直连模式提供了可复制的管理经验。
1月12日，江西省能源局印发《江西省推动虚拟电厂高质量发展工作方案》。
方案提到，到2027年，建成一批虚拟电厂试点，力争全省虚拟电厂调节能力达到100万千瓦以上，适应虚拟电厂发展的平台建设、入网检测、运行调控等技术指引框架基本建立，与虚拟电厂相匹配的电力市场体系初步建成。到2030年，力争具备300万千瓦以上调节能力，全省虚拟电厂商业模式更加丰富多元，可调节资源聚合及响应能力进一步提升。
实施一批虚拟电厂试点。按照“试点先行、差异发展、逐步推广”原则，组织开展试点申报工作，鼓励经营主体充分利用现有售电公司、车网互动、综合能源管理等系统平台，完善资源挖掘、需求分析、资源聚合等功能，差异化开展虚拟电厂建设，探索可预期、可持续的商业化运营模式。鼓励虚拟电厂积极参与现货和应急调节交易，做好虚拟电厂运营管理平台建设和运维，结合虚拟电厂参与需求响应、电能量等市场的规则边界，指导做好虚拟电厂方案评估、统一接入、能力校核、调度运行等工作。
（来源：江西能源局）
1月14日，浙江省发展和改革委员会、浙江省能源局发布《关于推动绿电直连发展有关事项的通知》。
文件提到，鼓励建设模式创新，绿电直连项目原则上由负荷主体作为主责单位。鼓励民营企业在内的各类经营主体（不含电网企业）投资绿电直连项目。项目电源可由负荷主体投资，也可由发电企业或双方成立的合资公司投资，直连专线原则上应由负荷、电源主体投资。项目电源和负荷主体不是同一投资主体的，应在申报前签订多年期购电协议或合同能源管理协议，并就电力设施建设、产权划分、运行维护、调度运行、结算关系、违约责任等事项签订协议。
（来源：浙江能源局）
1月16日，国家能源局山西监管办公室发布关于征求《山西电力中长期交易实施细则（征求意见稿）》意见的函。
意见稿提到，多月、月度、旬分时段交易最高、最低限价按分时基准价+上下浮动方式形成，分时基准价由山西省燃煤发电基准价乘以现货交易峰谷系数确定。其中平段基准价为332元/兆瓦时，最高限价原则上不高于燃煤发电基准价×（1+20%）×（1+该时段分时电价政策浮动比例）×（1+20%），下限原则上不低于燃煤发电基准价×（1-20%）×（1-该时段分时电价政策浮动比例）×（1-20%），根据《关于完善分时电价机制有关事项的通知》测算确定，最高限价为764.93元/兆瓦时、最低限价为95.62元/兆瓦时。
绿色电力交易专章（征求意见稿）提到，绿证价格不纳入峰谷分时电价机制、力调电费等计算，具体按照国家及地方有关政策规定执行。为保障无补贴新能源企业合理收益，原则上优先组织无补贴新能源企业参与省间绿色电力外送交易，鼓励无补贴新能源企业参与多年省间绿色电力外送交易。
（来源：山西监管办）
1月16日，山西省发展和改革委员会发布《关于2026年增量新能源项目机制电价竞价工作有关事项的通知》。
文件明确，本次竞价机制电量总规模95.76亿千瓦时。其中：风电35.27亿千瓦时；光伏60.49亿千瓦时；风电、光伏竞价申报充足率均为120%；风电、光伏竞价上限均为0.32元/千瓦时（含税，下同），竞价下限均为0.2元/千瓦时；执行期限方面，风电、光伏机制电价执行期限均为10年。
（来源：山西发改委）
1月16日，广西电力交易中心发布《关于组织开展分布式新能源增量项目机制电价竞价委托代理工作的通知》。
通知提出，符合竞价条件的分布式新能源项目可自主参与竞价，也可委托代理商代理参与竞价。请各分布式新能源项目投资主体结合自身情况，确定参与机制电价竞价方式。同一竞价场次中，同一分布式新能源项目只能委托一个竞价代理商。现阶段，竞价代理商应具备售电公司或虚拟电厂资质。自主参与竞价的分布式电源项目，不需与售电公司建立代理委托关系，按要求参与竞价。
（来源：广西电力交易中心）
1月14日，安徽电力交易中心发布2025年1-12月电力零售市场批零价格相关信息。
2025年1-12月，零售交易结算电量总计1454亿千瓦时，参与零售交易结算的售电公司101家、电力用户27824家；零售市场整体结算均价为0.418091元/千瓦时，批发市场整体结算均价为0.396870元/千瓦时。
（来源：安徽电力交易中心）
1月14日，青海电力交易中心发布青海电力现货市场12月结算试运行情况。
本次结算申报情况：发电侧申报和出清报价范围80-650元/兆瓦时，用户侧不报量不报价。实际最高报价为650元/兆瓦时，实际最低报价为80元/兆瓦时，报价主要集中在80元/兆瓦时。
市场边界情况：实时市场火电出清均价364元/兆瓦时，风电出清均价334元/兆瓦时，光伏出清均价133元/兆瓦时，用户出清均价240元/兆瓦时。独立储能报量报价参与现货市场，充放电价差376元/兆瓦时。
（来源：青海电力交易中心）
info@tradingthink.cn
