1月27日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》。
文件提出，有序建立发电侧可靠容量补偿机制，合理确定补偿范围。可靠容量补偿机制的补偿范围，可包括自主参与当地市场的煤电、气电和符合条件的电网侧独立新型储能等，并结合电力市场建设和电价市场化改革等情况逐步扩展至抽水蓄能等其他具备可靠容量的机组；对获得其他保障的容量不重复补偿。政府定价的机组，不予补偿。
完善电力市场交易和价格机制。煤电容量电价机制完善后，各地可根据电力市场供需、参与市场的所有机组变动成本等情况，适当调整省内煤电中长期市场交易价格下限，在确保电力电量平衡的情况下适当放宽煤电中长期合同签约比例要求；鼓励供需双方在中长期合同中签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制。省内市场供需双方签订中长期合同时，各地不得强制要求签订固定价，可根据电力供需、市场结构等情况，要求年度中长期合同中约定一定比例电量实行反映实时供需的灵活价格。
电力现货市场连续运行后，省级价格主管部门会同相关部门适时建立可靠容量补偿机制，对机组可靠容量按统一原则进行补偿；完善煤电及天然气发电容量电价机制，将通过容量电价回收煤电机组固定成本的比例提升至不低于50%，可结合当地市场建设、煤电利用小时数等实际情况进一步提高。
（来源：国家发改委）
政策通过分类完善煤电、气电、抽水蓄能和新型储能的容量电价机制，并规划建立统一的可靠容量补偿机制，将显著提升电力系统的安全保供能力。它为调节性电源提供了更稳定的固定成本回收渠道（如将煤电容量电费回收固定成本比例提升至不低于50%），相当于发放“保底工资”，这能有效调动企业投资和建设调节性电源的积极性，确保在新能源出力不足时电网依然具备充足的顶峰出力能力，从而保障电力供应安全。
同时，政策通过推动各类调节性电源公平参与电力市场、优化中长期交易价格机制，促进了资源的经济高效配置和能源绿色转型。它为抽水蓄能和新型储能市场化运营扫清了障碍，并运用“同一标尺”补偿可靠容量，营造了公平竞争环境。这不仅有利于促进新能源消纳、加快新型电力系统建设，而且通过成本结构的“一升一降”对冲，对终端工商业用户购电成本影响总体可控，实现了安全、绿色与经济性的多重目标统筹。
1月26日，福建电力交易中心发布关于征求《福建电力市场中长期交易实施细则（2026年修订版）（征求意见稿）》意见的通知。
通知提出，现阶段，参与省内绿电交易的发电企业以风电（包括陆上风电、海上风电）、光伏发电项目为主。其中绿电交易价格由电能量价格与绿电环境价值组成，并在交易中分别明确。绿电环境价值不纳入峰谷分时电价机制以及力调电费等计算，具体按照国家有关政策规定执行。
鼓励经营主体签订中长期交易合同时申报用电曲线、反映各时段价格。为避免市场操纵以及恶性竞争，中长期交易可对申报价格或出清价格设置上、下限，价格上、下限原则上由电力市场管理委员会提出建议，报有关部门审定。完善中长期交易限价，逐步实现月内等较短时间尺度中长期交易限价范围与现货市场限价贴近。
（来源：福建电力交易中心）
1月26日，国家能源局华中监管局发布关于公开征求《华中区域省间电力中长期交易实施细则（征求意见稿）》意见的通知。
华中区域省间交易按照年度（数年）交易、月度交易、月内交易顺序开展，多日交易按日连续开市。意见稿表示，鼓励经营主体参与数年绿电交易，探索数年绿电交易常态化开市机制。
受电地区落地价格由电能量交易价格（送电侧）、输电价格、辅助服务费用、输电损耗构成。输电损耗在输电价格中已明确包含的，不再单独收取；输电损耗原则上由买方承担，也可由电力交易主体协商确定承担方式；
购电方电力用户到户价格在购电方所在省电网省间联络线落地价格基础上，还应加上省内的相关价格和费用（如省内输配电价、网损费用、政府性基金及附加、系统运行费用等。
绿电交易价格由电能量价格与绿电环境价值组成，并在交易中分别明确。绿电环境价值不纳入峰谷分时电价机制以及力调电费等计算，具体按照国家有关政策规定执行。
（来源：华中监管局）
1月26日，国家能源局华中监管局发布关于公开征求《重庆电力中长期市场实施细则（征求意见稿）》意见的通知。
文件提出，中长期合同电价可签订固定价格，也可签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制。直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段；对电网代理购电用户，由政府价格主管部门根据现货市场价格水平，统筹优化峰谷时段划分和价格浮动比例。
集中交易（不含挂牌交易）24 时段各段申报价格限制相同，申报价格区间参照现货市场申报价格上、下限执行；集中竞价交易按三至五段申报，单段电量占比超过申报总量 15%为有效报价，相邻两个档位价差5-20元/兆瓦时。按统一边际出清原则成交，满足供需平衡的最后一个申报对中，若多个经营主体的申报价格相同时，按申报电量等比例成交。
（来源：华中监管局）
1月26日，国家能源局华中监管局发布关于公开征求《湖北省电力中长期市场实施细则（征求意见稿）》意见的通知。
湖北电力中长期交易现阶段主要开展电能量交易，根据市场需要开展合同转让、回购交易，推动电能量交易与合同交易融合开市。
火电企业以机组为交易单元参与中长期交易，新能源发电企业原则上以场站为交易单元参与中长期交易，电源类虚拟电厂以节点机组为交易单元。售电公司、负荷类虚拟电厂和批发用户以法人单位为交易单元参与中长期交易。非独立法人的批发用户经法人单位授权，可作为交易单元参与中长期交易。
（来源：华中监管局）
1月28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2025—2026年新能源增量项目机制电价竞价工作有关事项的通知》。
本次竞价机制电量总规模141.66亿千瓦时，其中风电122.24亿千瓦时，光伏19.42亿千瓦时。风电、光伏竞价申报充足率下限均为120%。当竞价主体参与出清的电量规模达不到充足率要求时，则该类型机制电量总规模予以缩减，直至满足最低要求。风电、光伏竞价申报上限均为0.36元/千瓦时，竞价申报下限为0.15元/千瓦时。
（来源：广西发改委）
1月30日，福建电力交易中心发布了《福建省新能源可持续发展价格结算工作方案》。
方案提出，存量项目机制电价在2025年1月27日（不含）前竞争性配置的海上风电项目机制电价按竞配价格执行，其他存量项目机制电价按照福建省燃煤发电基准价格393.2元/兆瓦时执行怕；增量项目机制电价通过竞价按边际出清方式确定；特殊电量电价新能源项目机制执行起始时至注册入市前已纳入机制的上网电量按照机制电价开展差价结算。
新能源项目纳入机制电量上限可以采用比例或者电量方式确定。 存量项目比例上限暂定上网电量100%，后续根据福建省新能源和市场发展情况必要时适当调整。
（来源：福建电力交易中心）
1月27日，四川电力交易中心发布2025年四川电力市场运行情况。
截至2025年12月底，四川电力交易平台共注册市场主体87263家，其中发电企业401家，同比增长8.38%；售电公司412家，同比增长20.12%；电力用户86414家，同比增长36.88%；独立储能10家，虚拟电厂26家。
2025年，省内批发市场：交易水电（风光）电量共计2155.98亿千瓦时，同比增长1.99%。从交易类型来看，常规直购交易1929.89亿千瓦时，弃水电量消纳105.72亿千瓦时，省内绿电40.39亿千瓦时，留存电量79.98亿千瓦。零售市场：交易电量2572.43亿千瓦时，代理售电公司289家，零售签约用户69426家。
2025年，电力交易中心结算上网电量3095.89亿千瓦时。结算均价0.266419元/千瓦时；用电侧市场化结算电量2232.2亿千瓦时，结算均价0.25945元/千瓦时。
（来源：四川电力交易中心）
1月28日，广东电力交易中心发布了关于2026年2月中长期交易情况的通报。
数据显示，2026年2月份年度合同均价为372.11厘/千瓦时。
2026年2月绿电双边协商交易：交易标的为2月的成交电量0.82亿千瓦时（其中由双方约定电能量价格的为0.22亿千瓦时，电能量成交均价372.00厘/千瓦时），绿色环境价值成交均价18.40厘/千瓦时。
2026年2月绿电集中交易（事前）：交易标的为2月的成交电量0.21亿千瓦时，绿色环境价值成交均价50.00厘/千瓦时。
综合考虑2月绿电双边协商交易、绿电集中交易，2月份绿电环境价值月度均价24.96厘/千瓦时。
（来源：广东电力交易中心）
1月29日，河南电力交易中心发布了河南电力市场2025年度交易结算情况。
其中，2025年，河南电力市场用电零售侧结算电量1962.675亿千瓦时，结算均价403.837元/兆瓦时。
发电侧交易结算情况：2025年，河南电力市场发电侧市场化结算电量2145.19亿千瓦时，结算均价412.118元/兆瓦时；用电批发侧交易结算情况：2025年，河南电力市场用电批发侧结算电量1962.675亿千瓦时，结算均价399.751元/兆瓦时；用电零售侧交易结算情况：2025年，河南电力市场用电零售侧结算电量1962.675亿千瓦时，结算均价403.837元/兆瓦时。
（来源：河南交易中心）
1月30日，国家能源局举行新闻发布会，介绍2025年全国能源形势、迎峰度冬能源保供、新型储能发展、全国电力市场交易等情况，并回答记者提问。
2025年全国电力市场交易电量规模再创新高，累计完成交易电量6.64万亿千瓦时，同比增长7.4%。总体呈现三大特征。一是市场化交易电量占比持续提升，占全社会用电量比重（达）64.0%，同比提高1.3个百分点，相当于“全社会用电量中，每三度就有两度是通过市场化交易完成的”。
二是跨省跨区交易电量不断增长，达1.59万亿千瓦时，创历史最高水平，同比增长11.6%，较全国市场交易电量平均增速高出4.2个百分点。
三是绿色电力交易电量迅猛增长，达3285亿千瓦时，同比增长38.3%，规模达到2022年的18倍，多年期绿电协议（PPA）成交电量达600亿千瓦时，跨经营区常态化交易机制首次实现大湾区用户用上内蒙古绿电、长三角用户引入广西绿电，进一步满足企业绿色用能需求，助力产业结构绿色低碳转型。
（来源：国家能源局）
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