4月1日，山东省能源局发布《山东省2026年新能源高水平消纳行动方案》。
文件明确，聚焦源、网、荷、储协同发力，多措并举促进新能源消纳，实现绿电既要“增长快”又要“用的好”。
完善新能源价格机制。深化新能源上网电价市场化改革，科学确定机制电量规模，引导企业从建设成本出发理性报价，通过市场化手段促进风电、光伏健康有序发展。贯彻落实新能源就近消纳价格机制，完善省级配套政策，推动绿电直连、源网荷储一体化等项目加快发展。
优化电力市场交易机制。完善分布式新能源、储能、虚拟电厂等新型主体参与电力市场交易方式，推动各类调节资源“一体多用、分时复用”。健全完善发电侧可靠容量补偿和运行成本补偿机制，支持调节性电源有序投建。探索建立备用辅助服务市场交易品种，推动调频辅助服务、现货电能量市场联合出清。直接参与电力批发市场的用户，在负电价时段（以日内实时电价为准）月用网电量占其全部用网电量60%（含）以上的，免于中长期偏差缺额收益回收。
（来源：山东能源局）
短评：
政策将显著提升省内新能源的利用效率和系统接纳能力。通过加快调节能力建设（如完成300万千瓦以上煤电机组灵活性改造、新型储能装机达1400万千瓦、抽水蓄能在运在建1000万千瓦）和强化电网支撑（新建特高压及500千伏工程、优化配电网），政策直接增强了电力系统的灵活性和稳定性，确保新能源发电能够“发得出、送得走、用得好”，保持全省新能源利用率高于全国平均水平。
该政策还将有力带动相关产业发展并促进经济社会绿色转型。它通过提振绿电消费需求（推动重点企业消费绿电、提升需求侧响应能力）、推进业态模式创新（发展源网荷储一体化、绿电直连、虚拟电厂、零碳园区）以及完善电力市场机制，为储能、智能电网、电动汽车等新兴产业创造了市场空间，同时推动传统产业节能降碳和乡村能源革命，为山东省构建新型能源体系和实现高质量发展注入新动力。
3月30日，宁夏回族自治区发展改革委发布关于印发《宁夏电力现货市场连续结算试运行工作方案V2.0》的通知。
文件明确，宁夏电网省级及以上调度管辖的区内公网煤电机组以“报量报价”方式参与，已取得中长期交易合同且具备技术准入条件的集中式新能源场站以“报量报价”方式参与，直接参与或聚合参与市场的分布式及分散式新能源以“报量报价”方式参与，其余的分布式及分散式新能源以“不报量不报价，接受实时现货价格”方式参与，批发用户、售电公司、电网企业代理购电的工商业以“报量不报价”参与现货交易，独立储能以“报量报价”方式参与，虚拟电厂以自主选择“报量报价”或“报量不报价”方式参与。
未按要求及时申报的，采用市场主体申报的缺省信息出清，缺省值也未申报的，发电侧按照现货最低限价40元／兆瓦时申报，用户侧按照中长期交易曲线申报，储能未申报则不进行调用。
（来源：宁夏发改委）
3月30日，新疆能源监管办发布关于印发《新疆电力中长期市场实施细则》的通知。
文件提到，工商业用户全部进入电能量市场。鼓励工商业用户直接参与市场交易，对暂未直接参与市场交易的工商业用户，由电网企业按照国家及自治区、兵团相关政策规定代理购电。电网企业代理购电用户需与电网企业签订代理购电合同。在规定期限内，未直接参与市场交易，也未与电网企业签订代理购电合同的工商业用户（包括已直接参与市场交易又退出的工商业用户），按照国家及自治区、兵团相关政策规定，由电网企业代理购电。
（来源：新疆能源监管办）
3月30日，重庆市能源局发布关于公开征求《关于有序推动重庆市绿电直连发展有关事项的通知》意见的公告。
文件指出，为便于新能源就近就地消纳，统一协调电源、负荷及直连线路的投资审批、核准和备案工作，负荷、电源布局原则上在同一区县范围内。特殊情况下，确需跨区县范围布局的，应开展专题评估认证。原则上参与绿电直连的新能源电源与负荷直连线路长度不超过30千米，调节资源运行周期原则上不低于新能源项目全生命周期。
（来源：重庆能源局）
3月30日，湖北电力交易中心发布《2026年湖北省电力市场结算操作指引》的通知。
文件明确，湖北电力中长期市场结算按差量结算方式开展，即“照付不议、偏差结算”，市场合同电量全额结算，实际偏差电量按偏差电价结算。已注册入市但尚未签订电力中长期合同的经营主体，实际用电量或实际发电量按偏差电量结算。
湖北电力市场结算原则上以自然月为周期开展，实行逐月连续结算，不跨月结算。发电侧结算单元原则上按24小时分别开展结算、追退补、清算、偏差考核以及超额获利回收等；发电企业、电网侧新型储能首次参与中长期或现货交易后，即视为已经参与电力市场，当月及后续均按照市场规则进行结算。
（来源：湖北电力交易中心）
3月31日，甘肃省工信厅发布《关于印发甘肃电力现货市场规则（V3.2）的通知》。
其中提到，“电源型”虚拟电厂、“混合型”虚拟电厂发电交易单元参照集中式新能源以“报量报价”的方式参与实时市场。
绿电直连项目以“报量报价”的方式参与实时市场出清，沿用日前申报上下网时段，存在上网能力时段参照集中式新能源参与实时现货市场。
电网侧储能以“报量不报价”方式参与实时市场出清，按需申报充放电计划曲线，电力调度机构对其申报的充放电计划进行安全校核，校核通过后参与实时市场优化出清。
（来源：甘肃工信厅）
4月1日，国家能源局湖南监管办公室发布《湖南省电力中长期市场实施细则》。
文件提出绿色电力交易方式包括双边协商交易和集中交易。省内绿色电力交易中不单独组织集中竞价和滚动撮合交易，可根据市场需要进一步拓展交易方式。
具备条件时，应逐步向省外经营主体开放湖南电力市场。跨区跨省输电通道有剩余输电容量时，鼓励省外经营主体与省内火电企业进行合同电量转让交易，促进大范围资源优化配置。湖南可再生能源发电受限、弃风弃水弃光时，可由市场运营机构按有关规定组织通过市场交易、跨区跨省互济等方式，开展送出售电交易。
（来源：湖南监管办）
4月1日，贵州省发展改革委发布《关于开展2026年新能源增量项目机制电价竞价工作的通知》。
文件明确，机制电量总规模按新能源增量项目预计上网电量的70%确定，机制电量总规模153亿千瓦时，其中，风电为100亿千瓦时，光伏为53亿千瓦时。风电、光伏竞价申报充足率下限均为125%。风电、光伏单个项目机制电量申报上限比例均为90%。风电、光伏近三年平均利用小时数分别为1975小时、1009小时。
竞价上限风电为0.335元/千瓦时、光伏为0.345元/千瓦时，竞价下限风电为0.19元/千瓦时，光伏为0.25元/千瓦时。
（来源：贵州发改委）
4月1日，贵州电力交易中心发布《关于印发南方区域电力市场贵州省内配套交易规则及实施细则（V2.0版）的通知》。
文件提出，交易时序上，先组织开展中长期交易，市场主体通过交易平台申报、竞价、调整和确认运行日（D）所有交易品种的中长期交易曲线和价格。符合条件的独立储能、虚拟电厂等经营主体，以报量不报价或报量报价的方式参与市场。现阶段，采取“报量不报价”方式参与现货市场，待具备条件后可采取“报量报价”方式参与电力现货市场。
现阶段主要开展跨省与省内联合出清模式。结合贵州现实际条件，考虑电力市场平稳过渡要求，目前采用“发电侧报量报价、用户侧报量不报价”模式组织。待具备条件后，以“发电侧报量报价、用户侧报量报价”模式组织市场交易。
（来源：贵州电力交易中心）
4月2日，广西电力交易中心发布2025年广西电力市场年报。
2025年广西电力市场总体运行平稳，各项工作有序推进。电力直接交易成交电量1243.98亿千瓦时，平均成交价格329.86元/兆瓦时；电力外送交易成交电量58.92亿千瓦时，平均成交价格344.35元/兆瓦时；用电侧完成电量1238.66亿千瓦时，约占主电网区内售电量50.8%，电能量平均价324.15元/兆瓦时，叠加损益资金、峰谷浮动电费、现货各项不平衡资金后综合价格321.71元/兆瓦时。
截至2025年12月底，组织开展了426批次区内中长期市场交易，累计直接交易成交电量1243.98亿千瓦时，其中，用户直接交易电量1067.17亿千瓦时，平均成交价格328.42元/兆瓦时；电网代理购电交易电量176.8亿千瓦时，平均成交价格338.6元/兆瓦时；发电合同电量转让交易成交电量120.47亿千瓦时，平均成交价格341.39元/兆瓦时；代购合同电量转让交易成交电量2.67亿千瓦时，平均成交价格335.43元/兆瓦时；用电合同电量转让交易成交电量8.96亿千瓦时，平均成交价格325.92元/兆瓦时。
（来源：广西电力交易中心）
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