4月13日，四川省能监办发布关于印发《四川省电力辅助服务管理实施细则》和《四川省电力并网运行管理实施细则》的通知。
一是优化与现货运行强关联的核心考核指标，将日发电计划考核电价与当月现货出清电价挂钩，自动发电控制考核依据改为“实际调节指令量”，强化短期功率预测准确率考核；二是推动考核成本与市场价格接轨，除日计划考核与现货电价挂钩外，其余考核执行电价调整为上一年度中长期交易均价，并按不同电源类型及电量占比分别进行返还；三是适应性调整新能源配储补偿机制，降低新能源配建储能调峰补偿标准并限制充放次数，使其激励水平与租赁储能趋于均衡，维护市场公平。
根据细则，独立储能可参与一次调频、调峰、无功、爬坡、黑启动、AVC、AGC等有偿辅助服务，补偿标准如下：独立储能一次调频，200~1000元/MWh；独立新型储能调峰，补偿标准350元/MWh；独立新型储能有偿无功调节，补偿标准50元/MVarh；独立储能爬坡，补偿标准40元/MW。
（来源：四川监管办）
短评：
四川省新版“两个细则”及中长期市场细则的发布，显著推动了储能等新型主体全面参与电力市场。独立储能被明确允许参与一次调频、调峰、无功、爬坡、黑启动等多种有偿辅助服务，并获得了具体的市场化补偿标准（如调峰0.35元/kWh），这为储能项目创造了清晰、多元化的收益渠道。同时，电力中长期市场细则规定，对直接参与市场交易的经营主体不再人为规定分时电价，价格由市场形成，这进一步强化了市场在资源配置中的作用，有利于激发虚拟电厂、负荷聚合商等新型经营主体的活力。
此次政策修订适应性调整了新能源配建储能的补偿机制，通过降低其调峰补偿标准并限制充放次数，旨在使配建储能的激励水平与租赁储能趋于均衡，以维护市场公平竞争环境。此外，政策将核心考核指标与现货市场运行强关联，并推动考核成本与市场价格接轨，这些举措有助于提升电力系统调节的精准性和经济性，保障电力现货市场连续稳定运行，最终促进四川电力系统向更安全、高效、市场化的新型电力系统转型。
4月13日，江西电力交易中心转发《江西省电力中长期市场实施细则》的通知。
文件明确集中竞价、集中撮合交易每个时段需一次性挂出5个档位的电量，每个档位的申报价格不能相同，年度集中竞价申报的档位电量不得少于10兆瓦时，其他交易周期的集中竞价、集中撮合交易申报档位电量不得少于1兆瓦时。电量不足1兆瓦时，仅可作为一次挂牌操作。
虚拟电厂以聚合控制单元为最小单位作为交易单元参与电力中长期交易，单个控制单元所聚合资源应位于同一电力现货市场出清节点。
鼓励分布式新能源机制外电量直接或聚合后，与同一220kV配电网内的电力用户通过电力交易平台开展分时绿电交易。
（来源：江西电力交易中心）
4月14日，国家能源局华中监管局发布关于印发《湖北省电力中长期市场实施细则》的通知。
通知表示，年度中长期市场可签订固定价格，也可适时签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制。市场供需双方签订年度中长期合同时，可根据电力供需、市场结构等情况，约定一定比例电量实行反映实时供需的灵活价格。
对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。
（来源：华中监管局）
4月14日，国家能源局华中监管局发布关于印发《重庆市电力中长期市场实施细则》的通知。
其中提到，根据交易标的物执行周期不同，电力中长期交易包括数年、年度、月度、月内等不同交割周期的电能量交易。数年、年度、月度交易应定期开市，可探索连续开市；月内交易原则上按自然日连续开市。
初期，燃煤发电机组应全额申报5-10段，其它经营主体应申报3-5段，单段电量占比应不低于申报总量10%，发电侧申报价格单调递增，用电侧申报价格单调递减，相邻两个档位价差10-30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。对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。
（来源：华中监管局）
4月15日，广西电力交易中心发布关于印发《南方区域电力市场广西电力现货市场运行方案（2025年V2.0版）》修订条款的通知。
方案提出当月正式结算依据发布后，因电量差错等原因造成反向投放电量追退补的，反向投放差额电费按照执行追退补月份市场消纳加权平均价格与差错月市场化结算价格的差值计算，追退补电费纳入后续月份差额电费总额分摊或分享。发电侧年度签约比例确定为60%，用电侧年度签约比例确定为50%。
（来源：广西电力交易中心）
4月15日，广西电力交易中心发布关于印发《广西电力市场现货结算实施细则（2026年V1.0版）》的通知。
电网企业对未在交易中心注册的燃煤发电企业、核电发电企业、陆上集中式光伏发电、集中式风电、海上风电项目、分布式光伏发电、分散式风电项目的上网电量(自并网之日起)按照以下规则开展电能量结算，包含日分时上网电量结算和调平电量结算。未注册的发电企业暂不参与现货不平衡资金分配。
新型储能电能量电费包含中长期合约电能量电费、日前市场偏差电能量电费、实时市场偏差电能量电费、调平电费、市场运行费用以及分摊分享费用等。抽水蓄能暂参照新型储能开展结算。
（来源：广西电力交易中心）
4月15日，江西省发展改革委发布关于印发《江西省有序推动绿电直连发展实施方案》的通知。
方案指出，项目整体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%，占总用电量的比例应不低于30%、2030年前不低于35%，上网电量占总可用发电量的比例上限不超过20%。并网型绿电直连项目原则上应作为整体参与电力市场交易，并按照与公共电网的交换功率进行结算。项目电源和负荷不是同一投资主体的，也可分别注册，以聚合形式参与电力市场交易。
（来源：江西发改委）
4月13日，北京电力交易中心发文表示，根据2026年3月交易结算快报，华中区内省间多通道集中竞价交易年累计成交电量超过1亿千瓦时，达1.23亿千瓦时。
标志着华中区内省间多通道集中竞价交易连续运营取得实质性成效，为新能源企业和购电主体提供了周期更短、频次更高的中长期交易机会，促进电力保供和新能源电量消纳。
（来源：北京电力交易中心）
4月13日，国网新能源云公示浙江省2026年机制电价统一竞价结果，光伏机制电价为0.3816元/度，入围机制电量规模达42.9亿度，入围项目31024个。
根据浙江省2026年新能源增量项目第1次机制电价竞价工作的通知，本次竞价区分项目类型，分为光伏、风电两类分别出清。机制电量规模比例系数为75%，机制电量总规模为568万兆瓦时（56.8亿千瓦时）。其中，光伏560.5万兆瓦时（56.05亿千瓦时），风电7.5万兆瓦时（0.75亿千瓦时）。
（来源：国网新能源云）
4月15日，蒙东电力交易中心发布2025年蒙东电力市场运行情况。
截至2025年12月底，蒙东电力交易平台已注册市场主体8452家，同比增加2546家。其中，发电企业1297家，同比增加1004家：电力用户7064家，同比增加1504家：售电公司81家，同比增加29家：电网企业1家，同比持平。
2025年1-12月份，大用户（包括售电公司）与发电企业直接交易电量223.87亿千瓦时，交易均价248.61元/兆瓦时，电网公司代理购电交易197.85亿千瓦时，交易均价278.28元/兆瓦时。
（来源：蒙东电力交易中心）
4月16日，内蒙古电力交易公司顺利完成内蒙古电力多边交易市场首批虚拟电厂注册入市办理。
随着内蒙古电力集团综合能源公司虚拟电厂、准格尔智汇虚拟电厂完成注册公示，标志着内蒙古电力多边交易市场虚拟电厂参与市场交易取得阶段性突破。首批虚拟电厂注册入市，是内蒙古电力多边交易市场在适应新型主体发展、完善市场体系建设的重要进展，有利于进一步推动分布式电源、可调节负荷、储能等资源聚合参与市场交易，提升电力系统灵活调节水平和资源优化配置效率。
（来源：内蒙古电力交易公司）
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