北极星电力市场网获悉，自2026年5月1日起，一批电力市场新政正式开始实施！

其中国家层面政策有：国家能源局印发的《能源行业公共信用信息管理办法》（国能发资质规〔2025〕109号）。

地方层面政策有：山西省关于进一步完善工商业用户分时电价政策的通知、四川省电力辅助服务管理实施细则、四川省电力并网运行管理实施细则、江西省2026年规范电力零售市场价格有关事项、安徽电力现货电能量市场交易实施细则（结算试运行第6.2版）、安徽电力现货市场结算实施细则（结算试运行第6.2版）等。

详情如下：

国家层面

1月7日，国家能源局印发《能源行业公共信用信息管理办法》的通知（国能发资质规〔2025〕109号），办法明确，能源行业公共信用信息分为基本信息、行政管理信息、反映信用状况信息和其他信息。

(一)基本信息。法人和其他组织的登记/注册/备案信息，分支机构信息，高层管理人员等相关执(从)业人员职称和职业信息，以及其他能够反映法人和其他组织基本情况的信息。

(二)行政管理信息。包括行政许可信息、行政处罚信息、行政监督检查信息、行政强制信息、行政确认信息、行政裁决信息、行政奖励信息等。

(三)反映信用状况信息。包括严重失信主体名单信息、经营(活动)异常名录信息、合同履行信息、司法裁判及执行信息、信用承诺及履行情况信息、信用评价结果信息、遵守法律法规情况信息及诚实守信相关荣誉信息等。

(四)其他信息。包括信用修复信息，能源行业协会商会、第三方信用服务机构等社会组织、能源行业经营主体自愿提供的信用信息。

本办法所称严重失信主体名单信息，是依据全国公共信用信息基础目录，从全国信用信息共享平台(信用中国)共享，涉及能源行业经营主体的严重失信主体名单信息。

地方层面

山西

2月28日，山西省发展改革委印发《关于进一步完善工商业用户分时电价政策的通知》，调整分时电价执行范围，优化峰谷平时段划分，实施节假日深谷电价，明确峰谷电价浮动范围。

文件明确，调整分时电价执行范围为除国家有专门规定的电气化铁路牵引用电外的执行工商业电价的电网企业代理购电用户。直接参与电力市场交易的用户按照山西省相关电力市场规则执行。

此外，文件分别制定了4个季节峰谷时段划分，由原有的全年各月采用同一时段划分（除尖峰电价外），调整为将一年划分为春季（3-5月）、夏季（6-8月）、秋季（9-11月）、冬季（12月、1-2月）。实施节假日深谷电价，在春节、劳动节、国庆节期间，设置13:00-15:00为深谷时段，执行深谷电价。

（一）春季（3-5月）

高峰时段6:00-8:00、17:00-24:00；低谷时段2:00-5:00、9:00-15:00；平时段0:00-2:00、5:00-6:00、8:00-9:00、15:00-17:00。

（二）夏季（6-8月）

高峰时段6:00-8:00、18:00-24:00；低谷时段2:00-5:00、10:00-15:00；平时段0:00-2:00、5:00-6:00、8:00-10:00、15:00-18:00。其中，18:00-21:00为尖峰时段。

（三）秋季（9-11月）

高峰时段6:00-8:00、17:00-24:00；低谷时段2:00-5:00、11:00-15:00；平时段0:00-2:00、5:00-6:00、8:00-11:00、15:00-17:00。

（四）冬季（12月、1-2月）

高峰时段6:00-8:00、16:00-23:00；低谷时段2:00-5:00、10:00-15:00；平时段为23:00-2:00（次日）、5:00-6:00、8:00-10:00、15:00-16:00。其中，17:00-20:00为尖峰时段。

文件明确了峰谷电价浮动范围：高峰时段电价在平时段电价基础上上浮60%，低谷时段电价在平时段电价基础上下浮55%，尖峰时段电价在高峰时段电价基础上上浮20%，深谷电价在低谷电价基础上下浮20%。其中，上网环节线损折价、系统运行费用折价、输配电价、历史偏差电费折价、政府性基金及附加不参与峰谷分时电价浮动。

四川

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。

《四川省电力辅助服务管理实施细则》提到，常规燃煤机组和在非供热期的热电联产机组的基本调峰能力为其额定容量的50%，燃气机组（以下简称燃机）基本调峰能力为其额定容量（燃气+汽轮机）的100%，水电机组、生物质、综合利用机组以及在供热期间的热电联产机组按实际能力提供基本调峰。为确保电网安全，抽水蓄能机组、新能源应参与系统调峰。

关于独立新型储能调峰补偿，此前征求意见稿提出补偿标准为400元/兆瓦时，正式印发文件中则明确因系统调峰需求下达调度计划（含调度指令）要求独立新型储能电站进入充电状态时，对其充电电量进行补偿，具体补偿标准为350元/兆瓦时。

文件还提到，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，征求意见稿中，按照当月度累计充电电量分为三档，补偿标准为无补偿、80元/兆瓦时、160元/兆瓦时；正式文件中，当月度累计充电电量>储能额定容量x30，对其充电电量进行补偿补偿标准为40元/兆瓦时，补偿电量最高不超过储能额定容量x60。

此外，有偿无功调节是指并网主体在进相功率因数低于额定值(其中火电、燃机、水电、独立新型储能为0.97。爬坡补偿容量核算时，配建储能的风、光项目并网主体容量按配建储能额定容量确定，独立储能项目并网主体容量为其额定容量。

《四川省电力并网运行管理实施细则》明确，本细则适用于并入四川省电力调度机构调度管辖的接入35kV及以上电压等级并网主体的考核、结算和监督管理等。35kV以下的并网主体可根据当地实际情况，在不影响公平合理的前提下，参照本细则执行。

文件明确并网主体包括发电侧并网主体、负荷侧并网主体和新型储能。

对于未按要求落实反事故措施或未制定整改计划的，每逾期一天，按全厂额定容量×1小时计为考核电量，每月累计考核电量不超过并网主体全厂当月上网电量的5%。

电力调度机构确定为能够提供切机服务的相关并网主体，因并网主体原因不能提供切机服务时（不含计划检修），并网主体应及时向电力调度机构汇报，无法提供切机服务期间，按每小时1MWh计为考核电量，最大考核费用不超过该并网主体全厂当月上网电量的10%

江西

4月29日，江西省发展改革委、江西省能源局发布关于2026年规范电力零售市场价格有关事项的通知，其中提到，为满足相关经营主体实际交易需求，确保电力批发市场中长期交易和现货交易价格信号有效传导至零售用户，售电公司与零售用户选择联动价格模式的零售套餐，现货价格联动比例上限由20%调整至50%。

交易结算环节设置售电公司月度平均批零价差上限价，对于售电公司已签订但未结算月份的零售合同以及新签订的零售合同，各售电公司月度平均批零价差上限价默认为5.1元/兆瓦时（由10元/兆瓦时调整为5.1元/兆瓦时），超出部分由该售电公司服务的零售用户分享。

安徽

4月29日，安徽电力交易中心发布《安徽电力现货电能量市场交易实施细则》（结算试运行第6.2版）、《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。

《安徽电力现货电能量市场交易实施细则》（结算试运行第6.2版）提到，省内现货电能量市场与省间现货市场的衔接：省内现货市场预出清后，电力调度机构根据预出清的结果以及电力平衡裕度，组织市场主体参加省间现货市场交易。省间现货市场出清后，交易结果纳入联络线计划作为省内现货市场正式出清的边界条件。省间现货市场的出清、结算按照相关规则执行。

省内现货电能量市场与华东辅助服务市场、长三角互济市场的衔接：省间现货市场出清后，电力调度机构根据出清结果及电力预平衡裕度组织市场主体参加华东辅助服务市场、长三角互济市场。华东辅助服务市场、长三角互济市场出清后，交易结果纳入联络线计划作为省内现货市场正式出清的边界条件。华东辅助服务市场、长三角互济市场的出清、结算按照相关规定执行。

竞价日9：30前，发电侧市场主体应通过电力交易平台进行市场交易申报，若未按时申报，则按照缺省值进行市场出清。综合考虑发电企业运营、市场用户电价承受能力等因素，经政府主管部门同意，市场运营机构可设置市场申报价格上限、下限。

煤电机组变动成本：参考2026年煤电机组成本调查结果，本版规则实施期间，不同容量煤电机组变动成本暂按相应级别确定，详见下表。

变动成本乘以系数，系数暂定1.02。

市场供需比如下：

市场电能量申报价格上下限为上限：1100元/兆瓦时，下限：0元/兆瓦时 精确到小数点后2位，市场电能量出清价格上下限：0元/兆瓦时-1100元/兆瓦时。

《安徽电力现货市场结算实施细则》（结算试运行第6.2版）提到，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。市场化机组、市场用户按日抄表，月度结算电量、电费由日清电量、电费，调平电量、电费累计形成。未参与中长期市场且接受市场价格的新能源项目“月清月结”。

零售用户根据国家及安徽省零售市场有关规定及零售代理合同“日清月结”，按月进行零售市场电费结算，生成月结算依据，并向经营主体发布。

结算电价：考虑到实时市场出清时间颗粒度为5分钟，实时市场15分钟节点电价为该时段内每5分钟出清节点电价的算术平均值。

综合考虑经济社会承受能力，现货市场应设置报价限价和出清限价。此外，当市场价格处于价格限值的连续时间超过一定时长后，可设置并执行二级价格限值。

煤电机组超额收益回收和缺额收益补偿：为引导煤电市场价格水平合理形成，按照“发电成本+合理收益”的原则，结合上一年度平均到厂煤价和月度煤价变化情况，综合确定月度超额收益回收价格（燃煤发电基准价的δ1倍）、月度缺额收益补偿价格（燃煤发电基准价的δ2倍），并根据月度煤价变化、市场运行实际等情况适时调整。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。

分摊方式：煤电机组超额收益回收资金以月度为单位由全体工商业用户按当月用电量比例分享；煤电机组缺额收益补偿资金以月度为单位由全体工商业用户按当月用电量比例分摊。

其它类型机组超额收益回收：当某其它类型机组周期内（按日）电能量结算均价超过燃煤发电基准价的δ3倍时，对超出的部分进行回收。

分摊方式：其它类型机组超额收益回收资金以月度为单位由全体工商业用户按当月用电量比例分享。

湖南

近日，湖南省发改委发布《关于绿色小水电上网电价及有关事项的通知》（湘发改价调〔2026〕185 号）），通知规定，对水利部认定为“绿色小水电示范电站”的小水电站，其上网电价在现行核定的电价基础上每千瓦时加价1分钱。湖南省发展改革委根据省水利厅提供的“绿色小水电示范电站”名单，每年明确绿色小水电加价政策执行范围和时间。

上海

4月24日，上海市人民政府发布关于我市开展气电价格联动调整有关事项的通知，明确联动调整发电机组上网电价，天然气调峰发电机组的电量电价调整为每千瓦时0.6434元。天然气调峰9E系列机组，全年发电利用小时300小时以内的电量电价，在上述电价基础上每千瓦时增加0.15元；全年发电利用小时300（不含）-500（含）小时以内的电量电价，在上述电价基础上每千瓦时增加0.1元；全年发电利用小时500小时（不含）以上的部分不再加价。容量电价保持不变。

天然气热电联产发电机组（含小型背压式热电联产机组）的电量电价为：全年发电利用小时2500（含）以内的电量电价调整为每千瓦时0.6676元，全年发电利用小时2500（不含）-5000（含）小时以内的电量电价调整为每千瓦时0.5872元，全年发电利用小时5000小时（不含）以上的电量电价执行本市燃煤发电基准价。容量电价保持不变。

天然气分布式发电机组的单一制上网电价调整为每千瓦时1.0082元。

根据上海市油电价格联动机制，燃油发电机组上网电价调整为每千瓦时2.0887元。

来源 | 北极星电力市场网

编辑 | 张竞丹

审核 | 张洁云

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