近期行业新闻速览

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2026年1月  

电力新闻精选

1月6日，国家能源局山东监管办公室发布《山东省电力并网运行管理实施细则》《山东省电力辅助服务管理实施细则》编制说明，提到，《山东省电力并网运行管理实施细则》修订内容中，将偏计划曲线考核电量与现货市场价格相衔接，加大平衡紧张时段反向偏曲线考核力度;取消新型独立储能偏计划曲线考核电量上限，并将抽水蓄能电站纳入偏计划曲线考核范围，同其他并网主体保持一致。

补充调整风电、光伏、新型储能故障穿越能力、电压频率运行适应性等涉网性能考核要求，将未按期完成并网调试的风电场、光伏电站与储能电站一并纳入考核，压实新型电力主体涉网安全责任。

针对电网安全稳定运行要求，增加压板在线监视异常、压板维护管理、设备故障未及时处理、定值单正确执行等考核要求，调整直调公用电厂、新能源场站、储能电站的继电保护和安全自动装置不正确动作、越级动作等条款考核比例。

为有序衔接新能源全量入市相关要求，推动分布式光伏可调可控能力建设和虚拟电厂规范运行，将所有并网点电压等级为10千伏的分布式光伏电站以及虚拟电厂分布式发电类和储能类聚合单元纳入考核范围。

按照《风电场接入电力系统技术规定》(GB/T 19963)《光伏发电站接入电力系统技术规定》(GB/T  19964)《电化学储能电站接入电网技术规定》(GB/T  36547)等标准，各类并网主体均应具备一次调频能力并正常投入运行，结合山东电网运行实际，风电场、光伏电站和独立新型储能电站提供的一次调频不再纳入有偿辅助服务补偿范围。

来源：国家能源局山东监管办公室

1月5日，广西壮族自治区发改委、自治区能源局联合发布关于《广西壮族自治区新能源项目机制电量结算细则（试行）》的批复。文件提出，全容量投产的分布式新能源项目、扶贫光伏项目的机制电价参考广西现行平均燃煤发电基准价0.4207元/千瓦时（含税，下同）执行，2025年6月1日以前已开展竞争性配置的海上风电项目按照竞争性配置相关文件明确的上网电价执行。新能源增量项目机制电价通过竞价形成。

纳入新能源可持续发展价格结算机制的2025年6月1日以前全容量投产的分布式新能源项目、扶贫光伏项目，已发电利用小时数达到全生命周期合理利用小时数或项目投产满20年后，次月1日起不再执行机制电价；2025年6月1日以前已开展竞争性配置的海上风电项目项目投产满20年后，次月1日起不再执行机制电价。

增量项目机制电价执行期限为12年，执行期限精确到月，当月到期后，次月退出。入选时已投产的项目，原则上以入选时间的次月1日为执行起始时间；入选时未投产的项目，以项目申报的投产时间的次月1日为执行起始时间；如实际投产时间晚于申报投产时间，实际投产前覆盖机制电量自动失效，执行期限不顺延。

此外，机制电量不重复获得绿证收益，对应的绿证统一划转至省级专用绿证账户。绿电交易电量对应的绿证，采用当月绿电合同电量、扣除机制电量的剩余上网电量、电力用户用电量三者取小的原则确定。

来源：广西壮族自治区发改委

1月6日，四川省发展和改革委员会发布关于印发《四川电力市场结算细则V1.0）》的通知。文件提出，为进一步向零售用户传导市场改革红利，2026 年考虑设置批零收益分享机制。通过零售套餐签约方式，由经营主体双方结合生产用电情况，自主协商批零价差回收基准及分成比例；当零售用户未能与售电公司自主约定批零价差分成比例时，默认以7元/兆瓦时作为批零价差控制基准，并对售电公司超额收益实行五五分成。

电能量市场结算：

现货结算试运行期间，电力批发市场按照“日清月结”的模式开展结算。按日出具日清分结果（除仅具备月采集能力或使用当地地县调直调电站上网电量的电力用户、跨月确认结算基础数据的电厂等外）；以自然月为周期出具结算依据，并开展电费结算。电力零售市场根据零售合同以月度为周期出具结算依据，并开展电费结算。未进入现货的经营主体以自然月为周期开展结算。

辅助服务市场结算：

辅助服务市场结算采用“日清月结”的方式，按日对交易结果进行清分，生成日清分依据；按月对交易进行月结算，出具月结算依据，并开展电费结算。各品种辅助服务费用应在结算单中单独列示，不与其他费用叠加打捆。经营主体调节速率和调节精度满足在最大等待时间内达到标准调节精度且响应时间不大于标准响应时间时算调节合格，不合格的调频里程承担相应违约责任，违约里程单价为5元/MW。

容量电费结算：

燃煤、燃气发电机组可获得的容量电费，根据四川省燃煤、燃气发电容量电价、机组申报的最大出力和考核情况综合确定，最大出力由机组分月申报，电网企业按月结算。2026 年燃煤发电机组容量电价根据四川省相关规定执行。燃气发电机组容量电价根据四川省新核准天然气调峰发电机组固定成本，综合考虑合理收益及相关税金等确定。H 级机组容量电价为 24 元/千瓦·月，F 级机组容量电价为 28 元/千瓦·月。

来源：四川省发展和改革委员会

2025年12月31日，吉林电力交易中心转发吉林省能源局、吉林省发展和改革委员会、国家能源局东北监管局联合发布的关于印发《吉林省电力市场运营规则及配套实施细则（试行4.0版）》的通知。《吉林省电力市场运营规则及配套实施细则（试行4.0版）》包括8个文件，分别为《吉林省电力市场运营规则》、《吉林省电力市场注册管理实施细则》、《吉林省电力中长期交易衔接实施细则》、《吉林省现货电能量市场交易实施细则》、《吉林省电力辅助服务（调频）市场实施细则》、《吉林省电力市场结算实施细则》、《吉林省电力零售市场管理实施细则》、《吉林省电力市场计量管理实施细则》。

来源：吉林省电力交易中心

2025年12月31日，甘肃省工信厅、甘肃能源监管办、甘肃省发展改革委、甘肃省能源局发布关于修订《甘肃电力现货市场规则》（V3.1）部分条款的通知，其中提到，调整未参与现货市场经营主体结算方式，电力市场结算周期为自然月。其中现货市场采用“日清月结”模式，以每15分钟作为最小结算时段。未参与现货市场的经营主体按中长期规则开展结算。

调整结算模式双轨制资金分摊原则。结算模式不一致差额费用由全体工商业用户按月度用电量比例分摊 (分享)。结算模式双轨制资金参与现货市场日清分的经营主体按照96点分时结算，未参与现货市场日清分的经营主体月度偏差电量按照现货市场月度均价结算，由于结算模式不一致产生的购售差额费用，按照国家规定的“顺价结算”原则，在 M+2月以“总对总”的方式计算，并由全体工商业用户按月度用电量比例分摊 (分享)。

调整特殊类型电源参与市场机制。省内低价保供电源，生物质发电、扶贫新能源、分布式光伏等作为市场边界，依据其预测发电能力优先出清。上网电量全额纳入机制电量的特许经营权类、平价示范新能源和光热电站，以“报量不报价”方式参与现货市场，接受节点电价，公平承担各类市场运营费用分摊 (分享)。2025年5月31日前并网的扶贫新能源、分布式光伏等发电项目，不参与现货市场结算和各项费用分摊。

现货市场限价调整。申报价格上/下限按照 《甘肃省发展和改革委员会 甘肃省工业和信息化厅 甘肃省能源局 国家能源局甘肃监管办公室关于建立发电侧可靠容量补偿机制的通知 (试行)》(甘发改价格规〔2025〕4号)执行，上限设置为500元/兆瓦时，下限设置为40元/兆瓦时。出清价格上限维持650元/兆瓦时，下限维持40元/兆瓦时。如有最新规定，按最新规定执行。

来源：甘肃省工信厅

来源：安徽电力交易中心

2025年12月31日，福建电力交易中心转发国网福建电力调控中心关于修订福建省电力调频服务市场实施细则（2025年修订版）的通知（调计〔2025〕197号）。

对于提供调频服务的经营主体，采用基于调频里程的单一制价格机制。里程补偿以调频单元的调频里程作为交易标的，采用日前报价、日内分时段按边际价格出清，实行日清月结。经营主体按调频单元自主申报分时段调频容量及价格，调频单元的调频里程报价以“元/兆瓦”为单位，最小单位“0.1元/兆瓦”。快速动作区调频报价上限设为C1、慢速动作区调频报价上限设为C2，C1和C2暂定为6元/MW，并根据市场实际运行情况，适时提出限价标准的调整建议，经福建省电力市场管理委员会审议通过后，报福建能源监管办及福建省发改委审定后执行。

调频单元的调频里程补偿费用为单位计费周期内市场出清价格、调频里程以及调频性能系数的乘积。快速动作区调频里程补偿费用计算公式如下：单位计费周期内调频单元i调频里程补偿费用=M1×调频单元i在该时段的调频里程×调频单元 i 在该时段的调频性能系数×该时段市场快速动作区出清价格。

慢速动作区调频里程补偿费用计算公式如下：单位计费周期内调频单元i调频里程补偿费用=M2×调频单元i在该时段的调频里程×调频单元 i 在该时段的调频性能系数×该时段市场慢速动作区出清价格。

调频单元在紧急动作区产生的调频里程按对应报价区计算公式进行结算。M1为快速动作区调节系数，M2为慢速动作区调节系数，M1、M2暂取1，并根据系统和市场实际运行情况进行调整。

全网调频里程补偿费用=快速动作区调频里程补偿费用+慢速动作区调频里程补偿费用+紧急动作区调频里程补偿费用。

来源：福建电力交易中心