2月11日，国务院办公厅发布《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》。
文件明确，到2030年，基本建成全国统一电力市场体系，各类型电源和除保障性用户外的电力用户全部直接参与电力市场，市场化交易电量占全社会用电量的70%左右。跨省跨区和省内实现联合交易，现货市场全面转入正式运行，市场基础规则和技术标准全面统一，市场化电价机制基本健全，公平统一的市场监管体系基本形成。到2035年，全面建成全国统一电力市场体系，市场功能进一步成熟完善，市场化交易电量占比稳中有升。跨省跨区和省内交易有机融合，电力资源的电能量、调节、环境、容量等多维价值全面由市场反映，电力资源全面实现全国范围内的优化配置和高效利用，以电力为主体、多种能源协同互济的全国统一能源市场体系初步形成。
促进各类经营主体平等广泛参与电力市场。进一步推动发电侧经营主体参与电力市场。落实新能源可持续发展价格结算机制，鼓励新能源企业与用户开展多年期交易。推动“沙戈荒”新能源基地各类型电源整体参与电力市场，强化跨省跨区和省内消纳统筹。
（来源：国家能源局）
政策将推动电力资源在全国范围内优化配置，通过打破市场分割和区域壁垒，促进跨省跨区与省内交易有机融合，实现电力资源的高效流通和供需平衡。同时，政策通过健全现货、中长期、辅助服务、绿色电力、容量及零售市场等全品类市场功能，全面体现电力的电能量、调节、环境、容量等多维价值，不仅有助于保障电力系统安全稳定供应，还将显著促进新能源消纳和能源绿色低碳转型。
同时扩大各类经营主体的平等参与范围，推动除保障性用户外的电力用户全部直接参与市场，并支持虚拟电厂、新型储能等新业态灵活入市，激发市场活力。通过构建全国统一的规则、治理、电价和技术标准体系，提升市场运行效率和公平性，有助于在全球化能源价格波动背景下保持我国工商业用电成本的总体稳定，巩固制造业竞
争力，并培育新型电力系统下的新质生产力，为经济社会高质量发展和能源安全提供坚实支撑。
2月9日，宁夏自治区发展改革委发布关于印发《宁夏回族自治区市场化电力需求响应实施方案》的通知。
方案指出，需求响应按可调节负荷度电给予电量补偿（含日前型和紧急型需求响应）。基础度电补贴单价通过竞价形成，度电补贴标准最高限价为0.8元/千瓦时。
电力需求响应补偿费用采取市场化模式开展。其中，负荷管理中心负责需求响应执行效果评估、补贴计算、信息披露等工作，每月将上月需求响应补贴明细进行公示，公示期7天。负荷聚合商（售电公司、虚拟电厂）负责将补贴费用清分到户，并将清分结果传递至电力交易中心，由电力交易中心出具负荷聚合商及代理用户结算依据。国网宁夏营销服务中心负责依据交易中心提供的结算依据，开展聚合商及代理用户费用结算。
需求响应补贴资金疏导按照“谁受益，谁承担”的原则，采取市场化分摊模式开展。
（来源：宁夏发改委）
2月11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《广西推动绿电直连发展实施方案》。
方案指出，有序推进一批并网型绿电直连项目，探索开展离网型绿电直连项目。到2027年，广西在新能源生产和消纳融合发展方面取得一批标志性成果，绿电多场景、多模式消纳体系更加健全，绿电直连项目公平合理承担安全责任、经济责任与社会责任。
简化已批复源网荷储一体化项目转为绿电直连项目的申报流程。涉及将源网荷储一体化项目电源项目转为按绿电直连开展且相关电源已纳入自治区新能源项目年度建设方案的，电源项目年度建设指标按绿电直连模式予以保留。
并网型绿电直连项目因源荷不匹配造成上网电量占总可用发电量超过20%的，按总可用发电量的 20%结算；已批复的源网荷储一体化试点项目在符合绿电直连项目要求的前提下，可申请转为绿电直连项目。
（来源：广西发改委）
2月11日，上海市发展和改革委员会发布《关于进一步做好我市电力现货市场限价相关事项的通知》。
现货市场申报价格上限综合考虑市场用户电价承受能力、发电企业运营效益，同时参考上海市近年工商业用户尖峰电价确定，现货市场运行初期暂定为1.4元/千瓦时。
申报价格下限考虑各电源在电力市场外可获得的其他收益等因素确定，现货市场运行初期暂定为0元/千瓦时。出清价格上下限与申报价格上下限保持一致。
（来源：上海发改委）
2月12日，宁夏自治区发展改革委发布关于印发《宁夏回族自治区电网企业代理购电工作实施细则》的通知。
文件提出，10千伏及以上工商业用户原则上直接进入市场（可自行参与或由售电公司代理参与），鼓励10千伏及以下工商业用户参与市场交易，暂无法直接参与市场交易、已直接参与市场交易又退出市场的用户，暂由电网企业代理购电。作为发电类型参与市场交易的法人主体，其用电侧应进入市场，自主参与交易。
较征求意见稿， 第十三条 优先电量匹配进行了修订，优先发电电量按价格由低到高匹配居民、农业用电，匹配后形成居民农业市场化采购申报曲线。优先发电电量不足部分由电网企业通过市场化方式采购。
（来源：宁夏发改委）
2月13日，辽宁省发展和改革委员会发布关于征求《东北区域省间电力市场结算实施细则（征求意见稿V1.0）》意见的公告。
文件提出，独立储能、虚拟电厂分别根据其发用电主体身份，参照发电侧、用户侧结算。
其中，容量电费考核可基于可靠容量的确认方式按以下两种方式开展：
按可靠容量确定可靠容量的，按年一次性考核：按可靠容量进行补偿的，按年一次性考核。对于省间外购电，除由于输电设施故障等原因外，在全年系统净负荷高峰时段通道未按约定提供可靠容量，则扣除不足可靠容量部分的全年容量补偿费用。
按申报容量确定可靠容量的，按月分次考核：按申报容量进行补偿的，按月分次考核。对于省间外购电，除由于输电设施故障等原因外，在月内系统净负荷高峰时段发生一次未按照约定提供所申报容量，则扣除不足申报容量部分的当月容量补偿费用，自然年内发生三次且不在同月内未按约定提供所申报容量，扣减全年容量电费。容量电费由受端省全体工商业用户用电量、电网侧独立新型储能电站充电电量、抽水蓄能抽水电量和省内未参与电能量市场交易的上网电量以及外送电量按电量比例分摊，具体分摊比例由省级价格主管部门确定。
此外，网损费用等于结算电量与网损折价的乘积，网损折价根据综合网损率计算。省间交易网损费用由买方主体承担。
（来源：辽宁发改委）
2月10日，湖南电力交易中心发布了2025年湖南电力市场结算概况。
2025年，发电企业累计结算上网电量1367.97亿千瓦时，电费618.95亿元；售电公司累计结算合同电量877.08亿千瓦时，零售电量876.52亿千瓦时，交易盈利1.90亿元；电网企业代理购电累计结算合同电量356.41亿千瓦时，电费163.64亿元；独立新型储能()上网侧结算电量4.56亿千瓦时，电费2.08亿元，下网侧结算电量5.40亿千瓦时，电费1.20亿元。
2025年，发电企业结算均价452.461元/兆瓦时；售电公司购电均价449.897元/兆瓦时，零售用户结算均价452.026元/兆瓦时；电网企业代理购电用户结算均价457.839元/兆瓦时；独立新型储能上网侧结算均价455.268元/兆瓦时，下网侧结算均价222.220元/兆瓦时。
（来源：湖南电力交易中心）
2月12日，国网山东电力发布2026年1月电力市场信息“明白纸”，包含现货市场实时平均价格（24时点）、现货市场日前平均价格（24时点），中长期市场平均价格（24时点），市场偏差费用、分摊标准，新能源机制电价结算参考价。
2026年1月，现货市场实时平均价格最高在17:00，为0.4382元/千瓦时；最低在13:00，为0.1072元/千瓦时。现货市场日前平均价格最高在18:00，为0.4017元/千瓦时；最低在14:00，为0.0814元/千瓦时。中长期市场平均价格最高在17:00，为0.3926元/千瓦时；最低在13:00，为0.1965元/千瓦时。
2026年1月，光伏发电新能源机制电价结算参考价为0.1448元/千瓦时，风力发电新能源机制电价结算参考价为0.2055元/千瓦时。
（来源：国网山东）
2月12日，贵州省发展改革委发布《关于公布2025年新能源增量项目机制电价竞价结果的通知》。
文件提出，风电22个项目入选，机制电量规模23.87亿千瓦时，机制电价0.3515元/千瓦时；光伏23个项目入选，机制电量规模26.41亿千瓦时，机制电价0.3515元/千瓦时。均为煤电基准价。
（来源：贵州发改委）
2月14日，国家能源局发布了2026年1月全国可再生能源绿色电力证书核发及交易数据。
2026年1月，国家能源局核发绿证1.96亿个，涉及可再生能源发电项目83.20万个，其中可交易绿证1.51亿个，占比76.79%。本期核发2025年12月可再生能源电量对应绿证1.52亿个，占比77.49%。
2026年1月，全国交易绿证1.02亿个，其中绿色电力交易绿证3369万个；全国单独交易绿证6837万个，其中电量生产年为2024年的绿证交易650万个，平均价格1.25元/个；电量生产年为2025年的绿证交易6188万个，平均价格5.51元/个。
（来源：国家能源局）
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