10月12日，国家发展改革委印发了《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(发改价格〔2021〕1439号)，提出调整燃煤发电交易价格上下浮动范围为均不超过基准电价的20%，并明确该文件于10月15日起实施。
10月15日，江苏、山东两省在《通知》开始实施的首日组织开展的市场交易。共成交电量130.68亿千瓦时，相对基准价均上浮19.8%以上!
其中：
据江苏电力交易中心有限公司公布数据，2021年10月中旬江苏电力市场月内挂牌交易于10月15日11时结束。本次交易共有44家发电企业、69家售电公司及72家一类用户参与月内挂牌交易申报。经过调度部门安全校核，最终成交294笔，成交电量19.98亿千瓦时，成交均价0.4689元/千瓦时。江苏省煤电基准价为0.391元/千瓦时，此次成交价据基准价上浮了19.94%。
山东省煤电基准价为0.3949元/千瓦时，上浮20%的幅度后，最高价0.4739元/千瓦时;山东省共有49家燃煤发电企业(97台机组)与79家售电公司和5家电力用户参与，成交电量110.7亿千瓦时，成交均价较基准电价上浮19.8%。
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本文介绍了2023年前三季度乌兰察布市规模以上工业企业发电情况。全市累计发电量达580.5亿千瓦时，居内蒙古自治区第四位；其中火电340.1亿千瓦时（全区第六）、风电198.7亿千瓦时（全区第二）、太阳能发电41.7亿千瓦时（全区第四），新能源发电合计占比41.4%。分月看，9月单月发电量为57.1亿千瓦时，居全区第六；当月火电、风电、光伏分别占35.2亿、16.7亿和5.3亿千瓦时，对应排名为全区第六、第二和第三。数据凸显乌兰察布市在全区能源生产中的重要地位，尤其风电规模优势显著，新能源装机与发电结构持续优化。（199字）
重庆市发改委于2026年10月30日发布通知，启动2027年度新能源机制电价竞价工作。本次竞价面向2025年6月1日至2027年底全容量并网（或承诺并网）且未参与过机制电价的风电、光伏项目，按电源类型分风电与光伏两类独立组织。机制电量总规模为36.75亿千瓦时，其中风电20.44亿千瓦时、光伏16.31亿千瓦时；单个项目可申报的机制电量比例上限为70%，申报电量需满足130%充足率要求。竞价价格区间设定为0.2—0.39元/千瓦时，执行期为12年。申报上限依据装机容量、近年平均利用小时数（风电2029小时、光伏840小时）、厂用电率或最低自发自用比例等参数计算。相关流程由国网重庆电力组织，最终结果由市级部门联合公布。（199字）
本文基于国家能源局发布的2023年前三季度电力市场交易数据，分析当前中国电力市场发展的三大趋势：一是市场活跃度显著提升，全国交易电量达58536亿千瓦时，同比增长18.9%，增速同比提高11.7个百分点；二是省内市场建设加速，省内交易电量增长22%；三是绿电市场稳步扩大，绿电交易量达2492亿千瓦时，同比增长6.1%。文章指出，火电与新能源等多元主体全面入市，现货市场陆续正式运行，跨省跨区交易达13037亿千瓦时、增长9.1%，反映出资源配置效率提升和市场机制日趋完善。专家认为，统一电力市场建设正增强价格信号灵敏性，有利于促进风光资源富集区电力向东部负荷中心流动，支撑新能源高效消纳。（199字）
南方区域电力市场于2025年6月启动连续结算试运行，经一年多极端工况检验后，于近日正式转入运行，成为我国首个投入正式运行的区域电力市场。该市场覆盖广东、广西、云南、贵州、海南五省区，在国家发改委和国家能源局指导下，构建起以中长期交易为基础、现货市场为导向、辅助服务市场为调节的多层次体系。各类电源（煤电、水电、核电、风电、光伏）按统一规则参与出清定价，跨省输电通道实行输电权竞价配置。2024年1—9月累计交易电量近9000亿千瓦时，占全网售电量超70%，新能源贡献新增电量的四成，发电利用率达95%以上；跨经营区交易达194亿千瓦时。正式运行后，市场将进一步扩大主体准入范围，推动新型储能、虚拟电厂等新资源参与交易，持续提升电力资源优化配置效能。（199字）
国电电力于2026年10月21日发布三季度电量公告，披露前三季度整体发电与上网情况：合并报表口径完成发电量3602.57亿千瓦时，上网电量3425.94亿千瓦时，同比均增长3.15%；平均上网电价为380.30元/千千瓦时。在新能源板块中，光伏表现稳健，上网电量达179.48亿千瓦时，同比增长5.30%；风电上网电量为141.87亿千瓦时，同比下降6.88%，成为唯一出现负增长的可再生能源类别。公告未说明风电下滑的具体原因，但数据反映出公司风光结构中光伏增速领先、风电短期承压的整体态势。
本文报道了国家能源局于10月19日在合肥召开的长三角电力市场建设推进会主要内容。会议总结了2026年以来区域电力市场建设阶段性成效：五省市实现按自然日连续开市，安徽、福建现货市场转入正式运行；迎峰度夏期间省间互济电力达约4000万千瓦；1—9月通过市场机制减少风电、光伏弃电量超24亿千瓦时；市场活跃度提升，辅助服务费用向用户侧有序疏导，批发与零售价格传导更顺畅。会议部署下一阶段重点任务：加快省级市场建设，推动发用两侧全面参与报价；深化长三角区域协同，优化互济机制、建设区域辅助服务市场、升级交易平台，并推进西北—华东绿电联合交易；完善跨部门零售市场监管与风险防控体系；同时强调做好迎峰度冬保供，强化监测预警和民生用能保障。（199字）
本文分析了2023年10月光伏产业链中组件及上游硅料、硅片、电池片的价格与供需动态。组件价格名义持稳，但实际成交价持续阴跌，TOPCon与HJT主流产品报价在0.69–0.74元/W区间；需求端受国内招标活跃支撑，但海外装机放缓、贸易壁垒增多削弱出口消化能力；供应端排产微增但产能利用率仅约45%，属年底集中交付驱动的阶段性行为，叠加低效产能抢出货，供给宽松压制价格。上游方面，硅料减产初显但执行待验证，价格弱势震荡；硅片库存高企、采购偏弱，尺寸分化加剧；电池片排产略降、库存缓降，价格区间震荡。整体产业链呈现“报价稳、成交降、供需弱平衡”特征，短期价格以弱稳磨底为主。（199字）
苏电交易〔2026〕11号文件发布，2027年江苏电力零售市场交易指引正式落地，取消固定价零售套餐，电能量价格实行公式化定价，封顶价实行一户一价，绿电证电分离定价，10月开放年度交易窗口。本文深度解读定价机制、交易规则、主体影响及风险提示，附实操指南，完整版报告扫码获取。
山东电力交易中心依据《售电公司管理办法》（发改体改规〔2021〕1595号）相关规定，拟对10家售电公司实施强制退市。其中包括已工商注销的山东粤聚能源科技有限公司，以及山东信诺售电有限公司等9家未能持续满足注册条件、且未在限期内完成整改的市场主体。此次退市程序经政府主管部门同意后启动，现面向社会公示，公示期为2026年10月15日至10月28日（共10个工作日）。公示期间，相关单位或个人可实名通过电话、信函等方式提出异议，并需提供真实、可查证的佐证材料；逾期无异议的，退市注销将自动生效。
本文介绍了节后光伏产业链中硅片与电池片市场的运行情况。数据显示，本周N型各规格硅片及M10、G12系列电池片价格均环比持平，组件主流报价亦维持在0.69–0.71元/W；市场整体成交清淡，上下游处于观望博弈状态。硅片环节受下游库存宽松、采购偏谨慎影响，但上游多晶硅价格坚挺，形成成本支撑，厂商降价意愿低，行业开工率总体稳定（一线企业约52%–54%，一体化企业56%–60%）。电池片环节虽海外备货结束，但国内集中式项目需求接续，叠加硅片价格稳定，支撑其价格持稳。后市预计硅片与电池片价格仍将维持平稳，前者受益于成本支撑与项目需求释放，后者则因企业主动减产与上游价格刚性而趋于稳定。（198字）
福建省于10月15日启动2026年新能源增量项目机制电价竞价工作，面向2025年6月1日至2027年12月31日期间全容量并网或计划并网、且未参与过类似机制的新能源项目（不含2025年1月27日前已竞配的海上风电项目）。本次竞价总电量规模为83.6亿千瓦时，电价申报上限为390元/兆瓦时（即0.39元/千瓦时），下限为160元/兆瓦时；要求申报电量充足率达125%，单个项目申报电量不得超过其对应机制电量的90%。中选项目将执行为期12年的固定机制电价。该机制旨在统筹新能源消纳与合理收益，推动新增可再生能源项目有序入市。
