4月29日，安徽电力交易中心发布关于发布《安徽电力现货市场结算实施细则》（结算试运行第6.2版）的通知。
细则提出结算周期：原则上，市场化机组、市场用户“日清月结”，即按日进行市场化交易结果清分，生成日清分结算依据；按月进行市场化交易电费结算，生成月结算依据，并向经营主体发布。其中发电侧以15分钟为基本计算时段，用电侧以1小时为基本计算时段。
对煤电机组月度电能量价格超出回收价格的部分，实施超额收益回收；对保供月（1、7、8、12月）煤电机组月度电能量价格低于补偿价格的部分，实施缺额收益补偿，煤电机组在保供月发生非停的，当月不予补偿。
（来源：安徽电力交易中心）
短评：
安徽电力现货市场新规的落地，首先从供给侧构建了一套精细且稳健的市场机制。通过发电侧15分钟、用电侧1小时的“差异化结算”设计，既精准契合了电力系统高频调度的物理特性，又兼顾了实操的经济性；同时对煤电建立“超额回收、缺额补偿”的双向调节机制，并设定非停拒补的硬性约束，在保障发电企业“成本+合理收益”的同时压实了保供责任；而对新能源等其他机组设置收益上限，则有效防范了市场操纵与异常暴利，为全省电力的稳定供应与绿色转型夯实了制度根基。
对用户端而言，新规让电价信号更加敏锐透明，直接将用电成本与市场动态挂钩。全体工商业用户迎来了“收益共享、风险共担”的模式，既能在煤电获利颇丰时按比例分享返还资金，也需在煤价高涨时共同分摊补偿成本。这种透明的传导机制是一把双刃剑：普通工商企业需要更加关注市场走势以优化用电策略，而高耗能企业则面临更大的成本管理压力。归根结底，新规倒逼各类用户从“被动交电费”转向“主动管用电”，通过提升能效、错峰生产来从容应对电力市场的每一次脉动。
4月27日，国家能源局西北监管局发布关于印发《西北区域省间电力互济交易实施细则(试行)》的通知，提出交易路径由卖方节点和买方节点之间的输电通道顺序链接形成。同一交易路径不重复经过同一交易节点。
互济交易出清价格确定方法卖方节点出清价格为该节点内最后一笔成交的卖方有效卖电报价。买方节点出清价格为购入各卖方节点出清价格叠加送出省（区）外送输电价格、西北省间输电价格及省间输电线损的加权均价。
若卖方为“报量不报价”，则作价格接受方，即：买方节点出清价格为该节点内最后一笔成交的买方有效买电报价。卖方节点出清价格为送至各买方节点出清价格扣减西北省间输电价格及省间输电线损、外送输电价格后的加权均价，卖方出清价格不低于零。
（来源：西北监管局）
4月28日，黑龙江省发展和改革委员会发布关于印发《黑龙江省电力现货市场运营实施细则（试行3.0版）》的通知。
细则提出经营主体可通过由电力交易机构组织的电力中长期交易，形成电力中长期交易分时电量、电价合同。
省间市场与省内现货市场衔接：日前省内现货市场，日前省间现货市场和日前东北电力互济交易采取“分别报价、分别出清”的组织方式。
中长期市场与现货市场衔接：电力交易机构开展中长期分时段交易（不少于24个时段）。经营主体应通过自主申报或集中交易方式确定中长期各时段交易电量，经营主体自主申报电力中长期交易各时段交易电量，按照市场规则出清形成分时段交易结果，实现带曲线签约、分时段结算，并约定分时电量、分时价格、结算参考点等关键要素。在电力交易平台注册未签订中长期合同的，中长期合同成交电量为0。
（来源：黑龙江发改委）
4月28日，国家能源局贵州监管办等部门发布《关于建立贵州省电力市场跨部门协同监管工作机制的通知》。
其中提到，为进一步强化电力市场监管，加大电力市场违规行为查处力度，及时监测防范串通报价、串谋交易、滥用市场力操纵市场价格、特定交易等不良苗头和市场风险，维护市场公平竞争环境，经国家能源局贵州监管办公室、贵州省能源局、贵州省发展和改革委员会、贵州省市场监督管理局研究，决定建立贵州省电力市场跨部门协同监管工作机制，协同开展电力市场监管工作。
重点围绕发电企业、售电公司、电力用户等各类经营主体在电力批发市场、零售市场全流程交易中的串谋交易、特定交易、违规行使市场力、价格联盟等行为开展监管，共同研判经营主体异常交易行为和市场风险，并依法依规开展协同调查、行政约谈及后续处置等工作。
（来源：贵州监管办）
4月29日，重庆市经济和信息化委员会公开征求对《重庆市电力需求响应及应急响应实施方案（征求意见稿）》的意见。
意见稿提出需求响应及应急响应建设和组织坚持公开透明，积极鼓励广大电力用户、虚拟电厂等主体参与。其中需求响应采用集中竞价，边际出清模式，按照“价格优先、时间优先、申报容量优先”原则开展出清；应急响应按照校核容量优先”原则排定参与次序。
响应限价方面，削峰需求响应限价基准为3元/千瓦时，填谷需求响应限价基准为0.2元/千瓦时。限价基准乘以限价系数形成各类需求响应最高限价。
（来源：重庆经信委）
4月27日，广东电力交易中心发布广东2026年5月中长期交易情况的通报。
通报显示，5月月度集中竞争综合价达507.23厘/千瓦时，月度综合价483.43厘/千瓦时，两大核心价格指标较2025年同期及2026年4月均出现大幅上行，市场整体呈现“量价齐升、火电领涨、绿电溢价扩大”的特征。
5月中长期交易中，两场月度集中竞争交易合计成交电量9.69亿千瓦时，综合成交价507.23厘/千瓦时，较广东燃煤发电基准价453元/兆瓦时，上浮11.97%，成为本次市场的核心重点。
相比2025年5月（373.66厘/千瓦时），同比上涨35.75%；较2026年4月（377.46厘/千瓦时），环比上涨34.38%，同比、环比双双实现大幅增长。
（来源：广东电力交易中心）
4月29日，青海电力交易中心发布2026年电力零售市场5月月度及5-12月多月交易成交情况。
共有378家零售用户与46家售电公司通过零售交易平台签订了5月月度及5-12月分时段零售套餐合同，签约总电量为27.037亿千瓦时。全部零售套餐合同服务费率加权平均价格为2.078元/兆瓦时，其中，最高服务费率为20元/兆瓦时，最低服务费率为0元/兆瓦时。
（来源：青海电力交易中心）
4月29日，浙江省发展改革委发布《关于公布2026年新能源增量项目机制电价第1次竞价结果的通知》。
经公开竞价和结果公示，浙江省2026年新能源增量项目机制电价第1次竞价结果如下：
机制电量总规模42.90亿千瓦时，机制电价0.3816元/千瓦时，执行期限12年。通过竞价结果来看，没有风电项目参与本次竞价。合计31024个项目，其中分布式光伏项目31000个，集中式光伏项目24个。
（来源：浙江发改委）
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