5月13日，四川省发展和改革委员会印发《四川省有序推动绿电直连发展实施细则（试行）》的通知。
其中提到，直连线路现阶段是指电源向单一电力用户供给绿电而直接连接的专用电力线路；在国家出台相关政策前，暂不开展直连线路向多用户供电。
项目整体采取自发自用为主，余电上网为辅模式运行，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%，并不断提高自发自用比例，2030年前不低于35%。并网型绿电直连项目余电上网电量占总可用发电量的比例按照阿坝州、甘孜州、凉山州、攀枝花市原则上不超过10%，其他地区原则上不超过20%执行。其中，若绿电直连项目布局在电网送出受限断面内，受限时期内余电不上网（受限断面由电力调度主管部门确定并动态调整）。离网型绿电直连项目新能源与储能配置应满足负荷安全稳定用电需求。
并网型绿电直连项目接入公共电网电压等级不超过220千伏。确有必要接入220千伏的，由省能源局会同国家能源局四川监管办组织电网企业、项目业主等开展电力系统安全风险专项评估，以确保电网安全稳定运行。参与绿电直连的新能源电源与负荷直连线路不得占用公共电网输电通道。
（来源：四川发改委）
短评：
该政策的实施将显著推动四川省新能源消纳与产业绿色转型的协同发展。通过明确支持出口外向型企业及算力中心等重点产业配套建设绿电直连项目，能够有效降低企业用能成本，并满足国际供应链对产品碳足迹的严苛要求，将四川的清洁能源优势转化为实体经济的竞争优势。同时，政策确立的“以荷定源”原则与差异化上网限制，确保了新能源在电力负荷中心实现高效就地消纳，避免了远距离传输损耗与弃风弃光问题，为全省探索出一条兼顾保供安全与低碳发展的可行路径。
在规范市场秩序方面，细则通过严格的准入门槛与全过程监管机制，遏制了单纯以获取新能源资源为目的的投机行为。政策豁免了特定区域尖峰电价并明确了输配电费承担方式，在减轻企业负担的同时，强制要求项目作为独立市场主体参与交易，厘清了与公共电网的物理及责任界面。此外，针对未按时开工及负荷退坡的惩罚性退出机制，保障了项目的真实性与持续性，有助于构建起权责对等、源荷匹配的绿电直连商业模式，为后续全国范围内的推广积累实证经验。
5月11日，吉林电力交易中心转发《吉林省现货电能量市场交易实施细则（试行4.1版）》。
细则指出，负荷型虚拟电厂以申报的D日用电负荷曲线为基准，自愿以自然月为周期“报量报价”或“报量不报价”的方式参与现货市场；电源型虚拟电厂的全部发电能力“报量报价”参与现货市场。负荷型虚拟电厂的调节能力、电源型虚拟电厂的发电能力参与市场优化。
并网型绿电直连项目作为整体接入公共电网，与公共网形成清晰的物理界面与责任界面，当并网型绿电直连目呈现上网特性时，以“报量报价”的方式在现货市场出清；当并网型绿电直连项目呈现下网特性时，初期以报量不报价”的方式参与现货市场。
（来源：吉林电力交易中心）
5月11日，海南省发展和改革委员会发布关于公开征求《海南省虚拟电厂建设运行管理办法（试行）（征求意见稿）》意见的通知。
文件指出，虚拟电厂交易单元能力测试认定结果作为参与电力市场交易的技术准入依据。参与需求响应的虚拟电厂交易单元，单个交易单元申报容量下限应不小于对应交易品种的最小调节容量，申报上限应不大于对应交易品种的最大调节容量。参与电能量市场交易的负荷类虚拟电厂交易单元，申报的可调节时段内用电需求上下限之差应不大于对应交易品种的最大调节容量。
（来源：海南发改委）
5月12日，吉林省发展改革委等三部门联合印发《关于明确储能价格政策有关事项的通知》。
其中明确，未参与配储的电网侧独立新型储能执行容量补偿政策。容量补偿标准以吉林省煤电容量电价标准(330元/千瓦年)为基础，根据顶峰能力按一定比例折算(折算比例：满功率连续放电时长1全年最长净负荷高峰持续时长，最高不超过1，吉林省全年最长净负荷高峰持续时长按近3年净负荷高峰前1%时段最大持续小时数8小时确定)，所产生的容量电费纳入系统运行费向全体工商业用户分摊。
电网侧独立新型储能电站在月内发生2次考核不达标的，扣减当月容量电费的10%；发生3次考核不达标的，扣减当月容量电费的50%；发生4次及以上的，扣减当月容量电费的100%。对于自然年内月容量电费全部扣减累计发生3次的电网侧独立新型储能电站，取消其年内后续获取容量电费的资格。
（来源：吉林发改委）
5月13日，冀北电力交易中心发布《冀北电力市场交易结算实施细则（修订稿修改条款》的通知。
其中提到，对于燃煤发电企业，明确无合同发电企业结算电价，实际上网电量全部按超发二阶梯电价结算。对于电力用户、售电公司，修订冀北购华北偏差电价，按照冀北批发市场年度交易峰谷浮动系数计算分时偏差价格。
修订并明确用户侧偏差考核费用返还规则。直接交易用户（批发用户、售电公司）、电网企业代理购电偏差考核（U1≠1、U2≠1）形成的考核费用合并计列，并按结算电量占比向直接交易用户（批发用户、售电公司）、电网企业（代理购电工商业用户）共同返还。
（来源：冀北电力交易中心）
5月13日，宁夏回族自治区发展改革委发布关于修订《宁夏电力市场不平衡资金管理办法》的通知。
其中提到，省间外购电差额电费由省间外购电交易产生，按照“谁产生、谁负责，谁受益、谁承担”的原则，各经营主体按市场运行中产生的合同偏差电量承担省间外购电差额电费。
电力供需紧张时段，优先参与中长期外购电交易降低购电成本，中长期外购电交易不能满足区内电力缺口时，按照低成本优先的次序参与短期外购电交易，满足区内电力平衡。
电力供需平衡时段，根据未来电力供需平衡情况，当预测区内不发生可再生能源弃电时，可参与省间外购电交易，购入省外低价电，降低区内用户用电成本。
（来源：宁夏发改委）
5月13日，河北省发改委发布《关于进一步做好绿电直连有关工作的通知》。
其中提到，重点支持钢铁、石化、建材、装备、算力、交通、绿氢、煤电等重点行业以及河北省特色产业集群中符合条件的企业申报绿电直连；鼓励已列入国家和省级零碳园区建设名单的园区，提前梳理规划园区周边风光资源及输电通道，组织符合条件的企业申报绿电直连项目。绿电直连中的风电、光伏电源规模不占用年度开发建设方案指导规模。
并网型绿电直连项目应作为整体专线接入公共电网（含增量配电网），并与公共电网间形成清晰物理界面。项目单位应确定与公共电网交换功率、最大负荷峰谷差率，据此整体开展接入系统设计研究。
（来源：河北发改委）
5月14日，吉林省发展改革委、吉林省能源局发布《明确价格政策促进新能源发电就近消纳的通知》。
其中提到，就近消纳项目电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧，新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%，占总用电量比例不低于30%、2030年起新增项目不低于35%。
项目实行按容（需）量缴纳输配电费，下网电量不再缴纳系统备用费、输配环节的电量电费。月度容（需）量电费计算方法为：容（需）量电费=按现行政策缴纳的容（需）量电费＋所在电压等级现行电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入公共电网容量。
可靠性要求高、按要求需进行容量备份的项目，可选择继续按现行两部制输配电价模式缴费，其中容（需）量电费按现行政策执行，电量电费根据实际用电量（含自发自用电量）以及所在电压等级电量电价标准缴纳。
（来源：吉林发改委）
5月11日，国网新能源云平台正式公示甘肃省2027年上半年新能源机制电价竞价结果。
此次竞价共计945个项目入选，机制电量总规模达30亿度，创下三批次竞价规模新高。其中，风电机制电量规模17亿度，入选项目34个，最终机制电价0.244元/度；光伏机制电量规模13亿度，入选项目911个，机制电价直接触达竞价上限0.2447元/度。与前两次竞价结果相比，此次电价大幅跳涨。
（来源：国网新能源云平台）
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