5月25日，华东能源监管局发布关于公开征求《安徽电力调频辅助服务市场实施细则（试行）》（征求意见稿）意见的通知。
其中提到，市场初期，为积累新型经营主体参与调频市场运行经验，保障电力系统安全运行，平稳过渡，在调频资源充足下，独立储能电站、虚拟电厂等新型经营主体的中标调频容量之和不超过总需求的50%，2023年安徽电力调频辅助服务市场运营规则（模拟运行稿）中规定为不超过总需求30%。
独立储能电站充/放电功率应在1兆瓦及以上、持续时间1小时及以上，较2023年模拟运行稿中的10兆瓦以上、1小时以上降低了一个数量级。
调频单元里程报价最小值暂定为1元/MW，最大值暂定为6元/MW。2023年模拟运行稿中的最小值0元/MW上调，最大值6元/MW不变。
（来源：华东监管局）
短评：
此次征求意见稿发布，对独立储能及新型经营主体而言，准入门槛由旧版模拟运行的≥10MW大幅降至≥1MW/1MWh，且明确电源侧/负荷侧储能经同意后可按独立储能方式参与，显著拓宽了中小规模储能和虚拟电厂（VPP）的准入通道；同时取消原有固定容量补偿，改为"调频里程×出清价×性能系数（K值）"的纯市场化竞价结算，独立储能因毫秒级响应使其K₁、K₃可取最大值，在按P/K排序出清机制下具备较强竞争优势，有望通过高调节性能获取调频收益，但需注意市场初期新型主体中标容量合计受限不超过总需求50%，且需自行管理SOC防止调节闭锁。
对安徽电力市场整体而言，调频市场与省内现货市场同步运行、有序衔接（初期顺次出清），有助于形成电能量与辅助服务市场的协调运转；采用"谁受益、谁分摊"原则使费用由全网经营主体按规则分摊，改变了以往部分补偿由发电侧独自承担的模式，倒逼各类电源提升AGC性能以争取中标；随着细则落地（拟开展模拟及结算试运行），将激励更多新型储能从单纯峰谷套利转向"容量电费+调频收益"的多元盈利模式，促进储能资源优化配置和新型电力系统频率稳定性提升。
5月26日，国家能源局山西监管办公室发布关于印发《山西电力中长期市场实施细则》的通知。
文件明确，鼓励新能源企业作为受让方与燃煤机组和自备电厂开展市场化合同电量转让交易。
价格机制：日滚动交易原则上采取现货交易限价。日滚动交易限价为P(日滚动价格范围)，P(日滚动价格范围)当前取值0-1500元/兆瓦时。
绿电交易：按照交易标的的颗粒度（即电量对应的时间尺度），绿色电力交易可分为常规绿电交易和小时级绿电交易。
小时级绿电交易，是指以小时为交易标的颗粒度，将绿色电力按具体小时时段分别计量、申报、出清和结算；省内常规绿色电力交易原则上以分时段方式开展，小时级绿电交易须按小时组织交易，交易方式主要包括双边协商、挂牌等。
（来源：山西监管办）
5月27日，陕西省发展和改革委员会发布《关于进一步优化陕西电力零售市场相关机制的通知》。
其中提到，规范新入市售电公司参与市场交易机制。为进一步维护市场公平，衔接年度交易方案要求，对于2026年后续新入市的售电公司、虚拟电厂，以及年内已入市但未参与年度签约考核的售电公司、虚拟电厂，自6月起，针对新增零售用户实际用电量的45%部分，建立价差收益结算机制。
当上述售电公司、虚拟电厂自身批发侧分月结算价格低于参与年度交易的售电公司、虚拟电厂分月结算均价时，按照“我省燃煤基准价×10%”与“全市场售电公司和虚拟电厂年度中长期市场分月均价与多月、月度及月内中长期市场分月均价的价差”两者平均值进行回收（平均值为负时取0）。
（来源：陕西发改委）
5月27日，吉林省能源局、吉林省发展和改革委员会发布关于印发《加快促进吉林省新能源集成融合发展的实施方案》的通知。
健全电力市场体系建设。聚焦电力市场运行过程中的关键环节和关键要素，不断通过体制机制优化，释放市场活力。优化各类集成融合项目接入、调度、运行、交易、结算等方式和相关机制，推动一体化聚合运营。持续推动省内电能量市场、辅助服务市场、容量市场等的有效衔接，完善虚拟电厂、新型储能政策，探索各类集成融合项目公平参与电能量市场和电力辅助服务市场，将符合条件的项目纳入容量补偿范围。
（来源：吉林能源局）
5月25日，国家能源局发布1-4月份全国电力统计数据。
截至4月底，全国累计发电装机容量39.9亿千瓦，同比增长14.2%。其中，太阳能发电装机容量12.5亿千瓦，同比增长26.2%；风电装机容量6.6亿千瓦，同比增长22.0%。
1-4月份，全国发电设备累计平均利用925小时，比上年同期降低84小时。
（来源：国家能源局）
5月26日，青海电力交易中心发布2026年电力零售市场6月月度及6-12月多月交易成交情况。
共有407家零售用户与45家售电公司通过零售交易平台签订了6月月度及6-12月分时段零售套餐合同，签约总电量为17.098亿千瓦时。全部零售套餐合同服务费率加权平均价格为2.099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）
5月28日，国家能源局发布2026年1-4月全国电力市场交易电量数据。
2026年4月，全国完成电力市场交易电量5883亿千瓦时，同比增长25.5%。从交易范围看，省内交易电量4730亿千瓦时，同比增长29.4%；跨省跨区交易电量1153亿千瓦时，同比增长11.9%。从交易品种看，中长期交易电量5223亿千瓦时；现货交易电量660亿千瓦时。绿电交易电量297亿千瓦时，同比增长3.6%。
2026年1-4月，全国累计完成电力市场交易电量24307亿千瓦时，同比增长25.6%。从交易范围看，省内交易电量19456亿千瓦时，同比增长29.4%；跨省跨区交易电量4851亿千瓦时，同比增长12.2%。从交易品种看，中长期交易电量21180亿千瓦时；现货交易电量3128亿千瓦时。绿电交易电量1053亿千瓦时，同比增长3.2%。
（来源：国家能源局）
5月26日，广州电力交易中心发文表示近期南方区域电力现货市场价格呈明显下降态势。
5月1日至25日，区域现货日前均价349元/兆瓦时，较4月日前均价（457元/兆瓦时）下降约24%，最高日前均价423元/兆瓦时，较4月最高日前均价（579元/兆瓦时）下降27%。分省区看，广东、广西、云南、贵州、海南日前均价分别为374、272、304、400、388元/兆瓦时，环比4月分别下降28%、下降26%、下降24%、上涨12%、下降19%。
当前，南方区域电力供应充足，市场运行平稳有序。在足额落实跨省优先计划的基础上，加强跨省跨区电力资源互济调配，达成一系列增量交易，5月份区域内实现增送23.5亿千瓦时，通过跨电网经营区电力交易实现江城直流300万千瓦、云霄直流200万千瓦满功率送电广东，有力支撑区域保供稳市。
（来源：广州电力交易中心）
特别声明：
以上内容均来源于其他网站,出于传递更多信息而非盈利之目的,同时并不代表赞成其观点或证实其描述,内容仅供参考。版权归原作者所有,若有侵权,请联系我们删除。
info@tradingthink.cn
