11月19日，内蒙古自治区能源局发布关于公开征求《内蒙古自治区绿电直连项目开发建设实施方案（试行）》意见的公告。
方案指出，绿电直连项目整体新能源自发自用电量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%。
绿电直连项目按照国家和自治区价格、财政、税务等部门相关规定缴纳输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用。
绿电直连项目享有平等市场主体地位，建成后原则上作为一个整体参与电力市场交易。项目负荷不得由电网企业代理购电，项目电源和负荷不是同一投资主体的，也可分别注册，以聚合形式参与电力市场交易。氢基绿色燃料绿电直连项目上网电量全部参与电力市场交易。
（来源：内蒙古能源局）
短评：
实施方案通过明确六大项目类型、30%自发自用底线及2030年35%的目标，为新能源就近消纳提供了可复制的省级样本。该政策首次打破地域限制，鼓励跨盟市合作，并创新“以荷定源”建设模式，推动电解铝、数据中心、绿氢等重点行业实现源荷精准匹配，有效降低企业用能成本与碳足迹，助力应对国际碳关税压力。
政策通过强化全链条管控，从规划、建设到运行均设定了清晰规则，如电压等级限制、安全评估要求及分表计量机制，保障电网稳定与绿电物理溯源。此举不仅整合了原有四类新能源消纳项目，更激发了氢基燃料、出口型企业等领域的投资活力，加速能源转型从规模扩张向质量提升迈进。
11月17日，江西省能源局发布《关于征求2026年全省电力市场化交易有关意见的公告》。
文件明确，2026年，江西电力市场深化中长期交易机制，继续开展现货市场连续结算试运行，进一步做好峰谷分时电价政策与电力市场的衔接、中长期市场与现货市场的衔接，保障电力市场平稳运行，力争年内现货市场转正式运行。
同时提到，现阶段机制电量不再开展其他形式的差价结算，由电网企业代表全体用户与新能源场站签订机制电量中长期合约，合同价格明确为实时市场同类项目加权均价，相关电量同步计入用户侧签约比例。
（来源：江西能源局）
11月17日，浙江省发展和改革委员会发布关于公开征求《浙江省分布式光伏发电开发建设管理实施细则（征求意见稿）》意见的通知。
其中提到，分布式光伏发电上网电量原则上全部参与电力市场。分布式光伏发电上网模式包括全额上网、全部自发自用、自发自用余电上网三种。自然人户用、非自然人户用分布式光伏可选择全额上网、全部自发自用或者自发自用余电上网模式。
一般工商业分布式光伏与大型工商业分布式光伏可选择全部自发自用或者自发自用余电上网模式；采用自发自用余电上网的，年自发自用电量占发电量的比例不作要求，其上网电量全额参与电力现货市场交易。
（来源：浙江发改委）
11月17日，上海市发改委发布《关于明确上海市应急备用煤电机组容量电价有关事项的通知》。
文件明确，应急备用煤电机组容量电价标准按每年每千瓦256元（含税）执行。应急备用煤电机组每月应结容量电费=容量电价×当月机组申报最大出力；发电企业每月20日前申报次月机组最大出力，申报最大出力应不超过应急备用机组认定文件确定的容量。
发电机组因自身原因当月出现无法按照电网调度指令提供申报最大出力的，经上海市电力公司确认后，月内发生两次扣减当月容量电费10%、三次扣减20%、四次扣减50%、五次及以上扣减100%。
（来源：上海发改委）
11月18日，四川省发展和改革委员会、四川省能源局、国家能源局四川监管办公室发布关于公开征求《四川电力市场规则体系V4.0（征求意见稿）》意见的通知。
其中明确，分布式新能源满足“可观、可测、可调、可控”条件的可以“报量报价”的方式参与现货市场；电量全额在省内消纳的网调直调电厂以“报量报价”的方式参与现货市场；电量部分在省内消纳的网调直调电厂以“不报量不报价”的方式参与现货市场；独立储能暂以“报量不报价”的方式参与现货市场，在日前申报充放电曲线，实时可申请调整，在满足电网安全、电力供应、清洁能源消纳等各类约束的情况下纳入出清，接受现货市场价格；虚拟电厂暂以“报量不报价”的方式参与现货市场，在日前申报发用电曲线。
（来源：四川发改委）
11月18日，国网新疆电力有限公司发布《新疆电力零售套餐指南（2.0版）》。
零售套餐种类包括固定零售价格类套餐、分时固定零售价格类套餐、价差分成类、浮动费率类套餐四种类型。
指南明确，建立零售套餐封顶价格机制。零售套餐封顶价格为必选项，在双方签订零售套餐时，由双方约定峰平谷等各时段封顶价格。当用户零售套餐峰平谷等结算价格超过封顶结算价格时，各时段按封顶结算价格结算。具备条件时，引入市场风险共担机制，零售结算价格超封顶价格时，由零售合同签订双方共同分摊此部分费用。
（来源：国网新疆电力有限公司）
11月18日，吉林省发展和改革委员会发布《关于开展吉林省首次增量新能源项目机制电价竞价工作有关事项的通知》。
文件明确电量规模：机制电量年度总规模为45.76亿千瓦时，其中，风电38.62亿千瓦时，光伏7.14亿千瓦时，价格出清以此规模为基准。
其中，申报充足率：风电、光伏竞价申报充足率均为125%。当申报充足率低于125%时，自动缩减机制电量总规模，直至满足申报充足率；竞价上下限：风电、光伏竞价上限均为334元/兆瓦时，竞价下限均为150元/兆瓦时；执行期限：未投产项目自承诺投产日期次月起执行12年；已投产项目自竞价结果公布日次月起执行12年。
（来源：吉林发改委）
11月21日，黑龙江省发展和改革委员会发布关于印发《黑龙江省新型储能规模化建设专项实施方案（2025-2027年）》的通知。
方案指出，完善新型储能市场机制。推动新型储能全面参与电力市场交易。鼓励独立新型储能电站作为独立市场主体参与电能量、辅助服务市场交易，支持用户侧储能电站融合负荷用户作为整体参与电能量、需求响应市场交易。
健全完善新型储能价格机制。完善市场价格形成机制，新型储能电站按照市场规则参与电力现货市场并形成充放电价格。独立新型储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价、上网环节线损费用、政府性基金及附加。推动完善独立新型储能容量电价机制，结合电力市场建设和电力系统运行情况，有序建立可靠容量补偿机制。
（来源：黑龙江发改委）
11月21日，国家能源局发布10月份全社会用电量等数据。
10月份，全社会用电量8572亿千瓦时，同比增长10.4%。分产业看，第一产业用电量120亿千瓦时，同比增长13.2%；第二产业用电量5688亿千瓦时，同比增长6.2%，其中，工业用电量同比增长6.4%；第三产业用电量1609亿千瓦时，同比增长17.1%，其中，充换电服务业以及信息传输、软件和信息技术服务业用电量增长较快；城乡居民生活用电量1155亿千瓦时，同比增长23.9%。
1—10月份，全社会用电量累计86246亿千瓦时，同比增长5.1%，其中规模以上工业发电量为80625亿千瓦时。分产业看，第一产业用电量1262亿千瓦时，同比增长10.5%；第二产业用电量54781亿千瓦时，同比增长3.7%，其中，工业用电量同比增长3.9%；第三产业用电量16671亿千瓦时，同比增长8.4%，其中，充换电服务业以及信息传输、软件和信息技术服务业用电量增长较快；城乡居民生活用电量13532亿千瓦时，同比增长6.9%。
（来源：国家能源局）
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