4月起,这些电力市场新规将正式实施!

自2026年4月1日起，一批电力市场新政正式开始实施！

4月起执行的新政涵盖国家与地方两个层面。国家层面，《关于修改〈节能减排补助资金管理暂行办法〉的通知》进一步优化了财政资金对节能降碳项目的支持机制，《关于加快推动小水电绿色转型高质量发展的指导意见》则明确鼓励小水电参与电力现货市场和辅助服务市场，通过市场价格信号优化小水电运行方式。

地方层面，山东、甘肃、新疆、上海、福建、湖南、广西、贵州、江苏、浙江、安徽、宁夏、青海、辽宁、吉林、黑龙江等省份纷纷出台配套细则。从政策方向看，甘肃、福建、宁夏等地持续完善电力现货市场运营与结算规则，推动现货交易常态化；新疆、上海、安徽、广西及东北三省深化中长期市场建设，强化与现货市场的衔接；山东聚焦新能源高水平消纳与虚拟电厂发展；江苏明确调频辅助服务市场机制；湖南、浙江、青海等地建立煤电容量电价与出力申报、电煤价格联动的考核补偿机制等，此外，电解铝自备电厂备用费联动等政策，也反映出能源清洁利用与公平负担的改革思路。

总体而言，2026年我国电力市场化改革正朝着“规则更细、主体更广、机制更活、衔接更顺”的方向深入推进。详情如下：

国家层面

《关于修改<节能减排补助资金管理暂行办法>的通知》（财建〔2026〕16号）

3月16日，财政部发布《关于修改<节能减排补助资金管理暂行办法>的通知》（财建〔2026〕16号），对原有办法作出多项调整，本通知自印发之日起施行。根据通知将《节能减排补助资金管理暂行办法》第二条中的“实施期限至2025年”修改为“实施期限至2030年”。

文件明确，将第三条修改为“节能减排补助资金重点支持范围：（一）新能源汽车推广应用补助资金清算，政策已于2022年底结束，清算期到2026年；（二）县域充换电设施补短板试点，政策实施期为2024—2026年；（三）燃料电池汽车示范应用奖补资金清算，政策已于2025年底结束，清算期到2027年；（四）氢能综合应用试点，政策实施期为2026—2028年；（五）报经国务院批准的相关支出。节能减排补助资金的支出方向到期后，财政部联合行业主管部门根据国务院有关规定及相关产业发展形势需要等进行评估，根据评估结果确定是否继续实施。政策实施期结束后，按程序开展清算工作。”

《关于加快推动小水电绿色转型高质量发展的指导意见》

2026年3月9日，水利部、国家发展改革委、自然资源部、生态环境部、农业农村部、国家能源局、国家林草局七部门发布《关于加快推动小水电绿色转型高质量发展的指导意见》，文件明确，鼓励小水电参与电力现货市场和辅助服务市场，通过市场价格信号优化小水电运行方式，支持小水电站（群）纳入虚拟电厂，发挥小水电调频、备用及爬坡辅助服务等电力系统调节能力。

地方层面

《山东省2026年新能源高水平消纳行动方案》

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”。

积极拓展省外消纳空间。加强与外电入鲁送端省份沟通，结合省内供需水平优化送电曲线。统筹考虑顶峰保供、用电成本、绿电消纳等方面影响，优化新能源参与省间市场政策，推动扩大外送规模，力争年内售出5.5亿千瓦时。

提升需求侧响应能力。深入挖掘用户侧可调节资源，按照电压等级、响应速度、响应类型分层分级设置，健全需求侧灵活调节资源库，确保需求侧响应能力达到最大负荷的5%。适时优化工商业和居民用电峰谷时段划分，通过电力市场价格信号，引导电力用户积极参与电力系统调节。

加快虚拟电厂建设。印发促进虚拟电厂高质量发展方案和虚拟电厂建设运营管理办法，持续创新应用场景，打造一批城市级、园区级、社区级虚拟电厂。进一步完善交易执行、市场结算、考核评估等市场规则，规范虚拟电厂参与电力市场的运行评估、交易模式等，实现40家虚拟电厂常态化参与电力市场，调节能力达到150万千瓦。

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。

文件明确，上述政策重点促进2026年全省新能源高水平消纳，自印发之日起施行，只适用2026年建成的项目，后续年度视情况另行制定或延用。

《关于进一步支持粤桂合作特别试验区（广西片区）高质量发展若干政策措施》

3月13日，广西壮族自治区人民政府印发《关于进一步支持粤桂合作特别试验区（广西片区）高质量发展若干政策措施》的通知，其中提到，支持试验区企业结合产业发展需求和试验区实际，通过源网荷储一体化项目建设、推动绿电直连发展等新模式，积极参与南方区域电力现货市场，合理控制用能成本，提升绿电消费比例。文件明确，本政策措施由自治区发展改革委会同梧州市人民政府负责解释，自印发之日起施行，有效期至2030年12月31日。

甘肃电力现货市场规则 (V3.2) 

《新疆电力中长期市场实施细则》

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，文件明确，自2026年4月1日起执行。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。虚拟电厂是运用数字化、智能化等先进技术，聚合分布式电源和可调节负荷等，协同参与系统运行和市场交易的电力运行组织模式。现阶段，准许虚拟电厂以发电类、用户类两种模式聚合分散资源参与电力中长期市场。聚合资源同时具有上网电量、下网用电量时，应当区分各时段的上下网电量，并分别结算，不得将下网用电量与上网电量聚合抵消后结算。中长期合同电价可签订固定价格，适时推动签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制。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。对电网企业代理购电用户，由自治区、兵团价格主管部门根据现货市场分时价格水平，统筹优化峰谷分时段和价格浮动比例。

《上海电力中长期市场实施细则》

3月31日，国家能源局华东监管局发布关于印发《上海电力中长期市场实施细则》的通知。文件明确，自2026年4月1日起执行。文件提出，根据交易方式不同,电力中长期交易包括集中交易和双边协商交易,其中集中交易包括集中竞价交易、滚动撮合交易、挂牌交易等。除执行政府定价的电量外,电力中长期市场的成交价格应当由经营主体通过市场化方式形成,第三方不得干预。对直接参与市场交易的经营主体,原则上不再人为规定分时电价水平和时段，具体按照上海市价格主管部门相关规定执行;对电网代理购电用户,由上海市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。

《福建电力市场现货交易实施细则（2026年修订版）》

近日，福建电力交易中心转发国网福建电力调度控制中心关于印发福建电力市场现货交易实施细则（2026年修订版）的通知（调计〔2026〕45号），文件明确，现根据《国家能源局福建监管办公室 福建省发展和改革委员会关于福建电力市场现货交易实施细则（2026年修订版）的复函》（闽监能函〔2026〕39号）相关要求予以印发施行。福建现货电能量市场由日前市场和实时市场组成。发电侧电能量价格根据现货电能量市场出清结果，由系统边际电价和阻塞成本组成。现阶段，参与启动补偿费用计算的为A类发电侧主体，后续视市场发展情况，适时引入其他类型发电侧主体。

《关于天然气发电机组参与电力市场的通知》

4月2日，浙江省发展改革委发布关于天然气发电机组参与电力市场的通知。文件明确，本方案自2026年4月1日起实施，未明确事项按照浙江省现行政策及市场规则执行。文件提出，推动气电全面参与电力市场。放开发电用气计划。各发电企业根据全省电力供需形势及市场运行情况，自主预测用气资源需求并签订购气合同。气电参与现货市场。省内合规在运的统调天然气发电机组上网电量全部进入电力市场，按照相关市场规则参与现货市场申报和出清，其中分轴燃机通过燃机报价决定启停和出力，汽机不参与报价，按照固定比例（采用电厂申报的方式）跟随燃机出力，成本补偿考虑燃机和汽机总成本。

《湖南煤电机组最大出力申报认定及考核实施细则》

4月1日，国家能源局湖南监管办公室发布《湖南煤电机组最大出力申报认定及考核实施细则》，提出发电企业可在月内每日10：00前，修正次日至当月最后一个自然日的申报最大出力，省内大型公用煤电机组在湖南电力现货市场中申报的次日96点出力上限的最小值，作为次日修正的申报最大出力，其他煤电机组通过调度技术支持系统修正。日内，若煤电机组因临时发生缺陷无法提供申报的最大出力，发电企业需提前半小时修正。电力调度机构按月对煤电机组最大出力未达标情况进行统计与考核。正常在运情况下，煤电机组无法按照调度指令提供申报最大出力的，月内发生两次扣减当月容量电费的10%，发生三次扣减50%，发生四次及以上扣减100%。对自然年内月容量电费全部扣减累计发生三次的煤电机组，取消其年内后续月份获取容量电费的资格。

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》，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。在优先安排跨区跨省优先发电计划前提下，可由电网企业代理参与跨区跨省购电交易。跨区跨省购电应坚持能源资源优化利用，充分考虑湖南发电能力，促进湖南可再生能源的科学发展和充分利用。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。

广西电力市场系列细则

《广西电力市场零售结算管理办法（3.0 版）》：3月9日，广西电力交易中心发布《广西电力市场零售结算管理办法（3.0 版）》修订条款，其中提到，交易中心根据当月关联至用户或者分布式电源的绿电合同电量、发电侧实际上网电量扣减机制电量后的剩余部分、用电侧电量三者取小的原则确定，绿电环境价值电费根据结算绿电量与合同绿电环境价值单价计算。用电侧绿电交易市场零售用户通过与售电公司签订绿电环境价值套餐的方式参与用电侧绿电交易市场。对于已签订多年套餐的零售用户，继续执行原零售套餐。

《广西电力中长期市场实施细则（2026年V1.0版）》：广西电力交易中心发布广西电力中长期市场实施细则（2026年V1.0版）。其中提到，现阶段，广西区内中长期市场合约的结算参考点均选取为统一结算点（日前统一结算点，下同）。条件成熟后，允许经营主体在双边协商、挂牌等直接电量交易中（除电网企业代理购电交易、电网企业代理投放交易、合同电量转让交易外）自行选择结算参考点，以集中竞价、滚动撮合方式组织的交易、合同电量转让交易形成的中长期合同以统一结算点开展结算。绿电交易合同电量转让交易以原合同约定的结算参考点开展结算。

《关于进一步加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用的实施意见》

3月23日，陕西省人民政府发布关于进一步加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用的实施意见。文件提出，完善价格和发电上网政策。文件明确，支持煤层气（煤矿瓦斯）发电上网。煤矿企业利用煤层气（煤矿瓦斯）发电原则上优先自发自用，富余电量需要上网的，由电网企业按规定收购。总装机5万千瓦及以下并以35千伏及以下电压等级接入电网的煤层气（煤矿瓦斯）发电项目，按分布式电源管理，并按简化流程办理电网接入手续。原则上，由电网企业负责投资建设电网至公共联结点的工程，由发电企业负责投资建设电厂至公共联结点的接入系统工程。接入电网的煤层气（煤矿瓦斯）电厂在紧急情况下应接受并服从电力运行管理机构的应急调度。

《南方区域电力市场贵州省内配套规则（V2.0版）》

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。其中包括《南方区域电力市场贵州省内配套交易规则（V2.0版）》，文件提出，贵州省电力中长期交易现阶段包括电能量交易和合同电量转让交易。省内发电企业承接跨省优先发电计划电量交易、跨省中长期市场化交易、绿色电力交易、电网代理购电交易纳入电力中长期交易管理范畴。电力中长期交易方式包括集中交易和双边协商交易。其中，集中交易包括集中竞价交易、滚动撮合交易和挂牌交易三种形式。绿色电力交易主要通过双边协商和挂牌交易方式开展，电网代理购电交易通过场内集中交易方式（不含撮合交易）开展。

《南方区域电力市场贵州省内配套中长期电能量交易实施细则（V2.0版）》

提出除执行政府定价的电量外，电力中长期市场的成交价格应当由经营主体通过市场形成，第三方不得干预。集中竞价采用“撮合匹配，边际出清”方式形成价格。将买方申报价格由高到低排序、卖方申报价格由低到高排序，依次配对形成交易对。交易对价差=买方申报价格–卖方申报价格当交易对价差为负值时不能成交，交易对价差为正值或零时成交，价差大的交易对优先成交；交易对价差相同时，申报时间较早的优先成交，申报时间以系统记录时间为准。以最后一个成交对的买方申报价格、卖方申报价格的算术平均值作为集中竞价阶段的统一成交价格。

《南方区域电力市场贵州省内配套现货电能量交易实施细则（V2.0版）》

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。中长期交易完成后，电力交易机构将汇总并发布各市场主体的中长期交易曲线，作为中长期与现货交易的结算依据。现阶段，采用“中长期合约仅作为结算依据管理市场风险、现货交易采用全电量集中竞价”的交易模式。中长期交易结果不作为调度执行依据。现阶段，调频辅助服务市场与现货电能量市场分开独立运行。竞价日，电力调度机构通过日前电能量市场安全约束机组组合（SCUC）计算得到的机组组合，通过调频辅助服务市场形成调频机组预出清结果。实时运行期间，电力调度机构在实时机组组合基础上，出清参与调频的机组。

《南方区域电力市场贵州省内配套市场结算实施细则（V2.0版）》：提出建立售电公司超额收益回收机制，按月对各售电公司月度平均度电批零价差高于价差收益上限R的部分进行回收，相应的回收电费由全体工商业用户按照当月实际用电量比例分享。回收电费=Σ(售电公司月度平均度电批零价差-价差收益上限R)*售电公司月度实际用电量各售电公司月度平均度电批零价差为其在零售市场应收取的零售用户电能量总电费与其在批发市场应支付的电能量电费之差，除以其月度实际用电量。上述电费含市场各项考核分摊返还费用，不含退补电费、绿色环境价值结算电费。

《江苏电力调频辅助服务市场实施细则（2025版）》

3月31日，江苏电力交易中心发布《江苏电力调频辅助服务市场实施细则（2025版）》，提出电力调频辅助服务市场原则上采用日前申报、日前预出清、日内滚动出清、实时调用方式。日前申报信息封存到运行日，运行日以1小时为一个交易时段。发电企业以机组为申报单元（燃气机组以整套为单元，点对网电源以整体为单元），储能电站以及虚拟电厂根据接入电网情况确定申报单元。调频市场日内以15分钟为周期滚动出清，日内调频机组出清序列确定后，实时现货市场对调频机组按照申报调频容量保留必要的上调和下调容量，剩余发电空间依据机组报价按照现货市场出清规则参与电能量市场出清，出清的各时段发电出力作为调频出力基值。

《关于2026年电力市场价格有关事项的通知》

3月31日，吉林电力交易中心转发吉林省发展和改革委员会发布的关于2026年电力市场价格有关事项的通知。文件提出，中长期价格与现货价格挂钩联动机制。按照《吉林省发展改革委关于2026年电力中长期市场价格机制有关事项的通知》(吉发价格〔2025〕669号)文件要求，现对“中长期价格与现货价格挂钩联动机制”进一步优化，仅实行煤电与用户达成的省内年度中长期直接交易合同(含电网代购)中的40%电量签订固定价格，60%电量执行实时供需的灵活价格(中长期结算参考点现货实时统一结算点价格)，后续视情况调整。吉林省电力现货市场日均限价（全天统一结算，点加权均价）限值由原1.5倍燃煤基准价调整为1.2倍燃煤基准价。文件明确，本通知自2026年4月1日起正式施行。

《关于进一步明确浙江省煤电及天然气发电机组容量电价机制最大出力申报、认定及考核等有关事项的通知》

3月31日，浙江省能源监管办发布关于进一步明确浙江省煤电及天然气发电机组容量电价机制最大出力申报、认定及考核等有关事项的通知，提出考虑计量等原因造成的误差，燃煤机组将机组申报值的98%作为D日容量电费最大出力考核基准值；燃气机组取申报值的98%、额定容量与最大发电能力季节系数（以下简称“季节系数”，迎峰度冬为0.95，迎峰度夏为0.85，不足1个月时取整月，其他时期为0.90）乘积的98%，两者取小值作为D日容量电费最大出力考核基准值。

《安徽电力中长期市场实施细则》

3月31日，国家能源局华东监管局发布关于印发《安徽电力中长期市场实施细则》的通知。文件明确，促进跨省跨区电力中长期交易(以下简称跨省跨区交易)与省(区、市)电力中长期交易(以下简称省内交易)相互耦合,在经济责任、价格形成机制等方面动态衔接。鼓励参与长三角电力市场,协同推进区域电力互济、调节资源灵活共享。初期,参与绿电交易的主要为未纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内或自愿放弃对应电量补贴,且已在国家能源局资质管理中心建档立卡并匹配成功的风电、光伏发项目的上网电量(机制电量除外)。条件成熟时,可逐步扩大至符合条件的其他可再生能源。

《关于我区电解铝企业自备电厂备用费标准建立价格联动机制的通知》

根据新疆自治区人民政府办公厅《关于我区电解铝企业自备电厂备用费标准建立价格联动机制的通知》（新政办发〔2016〕177号）有关规定，现就2026年4月我区电解铝企业自备电厂系统备用费标准公布如下：2026年3月31日，长江有色金属网发布的长江电解铝现货价格为24590—24630元/吨，平均价格为24610元/吨，我区2026年4月电解铝企业自备电厂系统备用费标准为：220千伏0.028元/千瓦时、110千伏0.032元/千瓦时、35千伏0.035元/千瓦时。PVC、电石等企业自备电厂系统备用费标准参照执行。

《东北区域省间及各省中长期市场细则（试行）》

3月13日，国家能源局东北监管局发布关于印发《东北区域省间电力中长期市场实施细则（试行）》的通知，提出除执行政府定价的电量外，区内省间市场的成交价格应当由经营主体通过市场形成，第三方不得干预。区内省间绿电交易价格由电能量价格与绿电环境价值组成，并在交易中分别明确。绿电环境价值不纳入峰谷分时电价机制以及力调电费等计算，具体按照国家有关政策规定执行。区内省间交易合同电价可签订固定价格，也可签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格。

《辽宁省电力中长期市场实施细则（试行）》：3月13日，国家能源局东北监管局发布关于印发《辽宁省电力中长期市场实施细则（试行）》的通知，提出经营主体分交易标的申报电量和价格，允许多次提交和撤回。交易平台实时匿名显示各交易标的中尚未成交的卖方最低10档电价和对应的总申报量，以及买方最高10档电价和对应的总申报量。实时显示各交易标的中卖方已成交的总电量和加权平均价格，以及买方已成交的总电量和加权平均价格。

《黑龙江省电力中长期市场实施细则（试行）》：3月13日，国家能源局东北监管局发布关于印发《黑龙江省电力中长期市场实施细则（试行）》的通知，其中提到，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；对电网企业代理购电用户，由黑龙江省省级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。根据交易方式不同，电力中长期交易包括集中交易和双边协商交易，其中集中交易包括集中竞价交易、滚动撮合交易、挂牌交易等。

《吉林省电力中长期市场实施细则（试行）》：国家能源局东北监管局发布关于印发《吉林省电力中长期市场实施细则（试行）》的通知，其中提到，对于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；对于电网企业代理购电用户，由省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。除执行政府定价的电量外，电力中长期市场成交价格由经营主体通过双边协商、集中交易等市场化方式自主形成，第三方不得干预；中长期合同电价可签订固定价格，也可签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格。

《新疆集中式新能源发电企业市场报价管理实施方案（试行）》

3月30日，新疆能源监管办发布关于印发《新疆集中式新能源发电企业市场报价管理实施方案（试行）》的通知，自2026年4月1日起实施。本方案所称集中报价，指在新疆区域内已完成电力市场注册的集中式新能源发电企业（不含分布式、“沙戈荒”大基地项目、直流配套新能源等项目），在同一固定物理场所参与电能量市场交易的集中报价行为。本方案主要适用于新疆电力现货市场正式运行和连续结算试运行情况下，疆内电力中长期电能量交易中的集中交易和现货电能量交易。分布式、“沙戈荒”大基地项目、直流配套新能源等项目集中报价另行制定。

《宁夏电力现货市场连续结算试运行工作方案V2.0》

3月30日，宁夏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，2026年4月1日起开始执行。文件提出，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。

《山东省促进虚拟电厂高质量发展方案》

3月27日，山东省能源局印发《山东省促进虚拟电厂高质量发展方案》的通知。方案提出，到2027年，全省虚拟电厂运行管理和参与市场机制基本健全，调节能力达到200万千瓦以上。到2030年，全省虚拟电厂应用场景更加多元，商业模式创新发展，调节能力达到400万千瓦以上。结合各市用电负荷特性，聚焦工商业、数据中心、充换电设施、蓄冷蓄热等可调节资源，深入挖掘源网荷储灵活互动潜力，打造“核心先导引领、全域特色发展、产业聚链成群”虚拟电厂发展格局。

《华中区域省间电力中长期市场实施细则》

3月17日，国家能源局华中监管局发布关于印发《华中区域省间电力中长期市场实施细则》的通知，华中区域省间电力中长期交易分为电能量交易、绿电交易、合同交易等。电能量交易的标的物为分时段电能量。鼓励经营主体参与数年绿电交易，探索数年绿电交易常态化开市机制。鼓励以绿色电力交易形式落实省间新能源优先发电规模计划，推广多年期交易合同、聚合交易等多种绿电交易模式。华中区域省间电力中长期交易按照自愿参与的原则组织开展，购售双方通过市场化交易确定成交价格，第三方不得干预。

《关于建立燃煤发电运行补偿标准与电煤价格联动机制的通知》

3月19日，青海电力交易中心转发青海省发展和改革委员会关于建立燃煤发电运行补偿标准与电煤价格联动机制的通知，提出参与省内电力市场交易的公用燃煤发电机组，煤电价格联动指以月度为周期，省内煤电机组参与电力现货市场交易，其结算运行补偿价格标准分装机容量与市场电煤价格联动进行调整。煤电机组运行补偿价格标准当月确定，次月执行。

《关于明确青海省中长期电力交易限价标准的通知》

3月19日，青海电力交易中心发布关于明确青海省中长期电力交易限价标准的通知，确定下限水平暂与青海省电力现货申报和出清下限保持一致，取0.08元/千瓦时。文件自印发之日起执行。

《关于电力中长期交易有关调整事项的通知》

3月13日，陕西电力交易中心发布《关于电力中长期交易有关调整事项的通知》。文件明确，自2026年3月起，组织开展月能量块交易，原计划于3月19日组织的月度发电侧、用电侧合同电量挂牌转让交易相应取消，由月能量块交易替代，后期也不再组织月度合同转让交易、多月合同回购交易。

《福建省电力并网运行管理实施细则》

3月9日，福建电力交易中心转发国网福建电力调控中心关于印发《福建省电力辅助服务管理实施细则》《福建省电力并网运行管理实施细则》的通知（调计〔2026〕29号）。《福建省电力并网运行管理实施细则》提到，并网主体包括发电侧并网主体、可调节负荷和独立新型储能等。（一）发电侧并网主体为福建省调直调及许可范围的火电、水电、核电、风电、光伏发电、光热发电、抽水蓄能、自备电厂、虚拟电厂发电类聚合单元等。（二）可调节负荷是指能够直接响应福建省调电力调度指令，或经地、县级电力调度机构能够响应福建省调电力调度指令的负荷资源。包括但不限于传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络、负荷聚合商、虚拟电厂负荷类聚合单元等。（三）独立新型储能主要为福建省调直调及许可范围的电化学、压缩空气、飞轮等独立新型储能电站。具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的新型储能项目，可转为独立储能，作为独立主体参与电力市场。鼓励以配建形式存在的新型储能项目，通过技术改造满足同等技术条件和安全标准时，可选择转为独立储能项目。（四）电源侧、负荷侧电储能以及可调节负荷参与辅助服务补偿和并网运行考核应具备的相关条件以及退出条件由电力调度机构制定，并报福建能源监管办。（五）火电、水电机组自并网发电之日起参与电力辅助服务费用分摊，自完成整套启动试运行时间点起正式纳入电力并网运行和辅助服务管理范畴，参与电力并网运行和辅助服务管理考核、补偿和分摊。核电机组自完成整套启动试运行时间点起纳入电力并网运行和辅助服务管理。水电以外的可再生能源发电机组、独立新型储能、虚拟电厂发电类聚合单元自首台机组或逆变器并网发电之日起纳入电力并网运行和辅助服务管理。可调节负荷原则上自完成调试、具备准确响应电力调度指令之日起纳入电力并网运行管理。

《福建省电力辅助服务管理实施细则》

《福建省电力辅助服务管理实施细则》提到，并网主体提供的基本辅助服务不予补偿。并网主体因自身原因不能提供基本辅助服务或者提供的基本辅助服务不达标需接受相应考核。并网主体提供的有偿辅助服务给予补偿。并网主体因自身原因，有偿辅助服务不能被调用或者达不到预定调用标准时需接受相应考核。有偿一次调频补偿：发电侧并网主体、独立新型储能一次调频动作方向正确，处于一次调频动作效果考核范围，实际动作积分电量超过理论动作积分电量70%。有偿一次调频补偿标准为600元/兆瓦时。低频调节补偿：频率低于49.933Hz时，发电侧并网主体、新型储能综合利用各种频率调节方法，短时快速增加发电出力，1分钟内增发电量超过一次调频理论积分电量的80%。发电侧并网主体、新型储能功率采样周期应达到每秒25点以上，未能达到采样精度的，由于一次调频实际动作积分电量计算不够精确，不予补偿。低频调节补偿标准为800元/兆瓦时。

《关于做好2026年第二季度全省电力市场建设有关工作》

3月4日，山东省发展和改革委员会等部门发布关于做好2026年第二季度全省电力市场建设有关工作的通知。文件明确，调整中长期合同签订原则。市场主体签订中长期合同比例，继续按照《关于做好2026年全省电力市场建设有关工作的通知》（鲁发改能源〔2025〕875号）有关规定执行。市场主体签订的双边协商交易电量（不含通过双边协商交易达成的绿电交易电量）占月度净合约量上限比例，调整为不超过当月中长期签约比例下限（不含机制电量、未参与电能量市场交易的上网电量和省外来电匹配居民农业用电等保障性电量后剩余电量占用户侧主体当月预测用电量比例）的50%。