10月28日，宁夏发改委发布关于开展宁夏电力现货市场第四次结算试运行工作的通知，通知指出，区内已参与中长期交易的公用燃煤发电企业、参与中长期交易的集中式新能源场站。 直流配套电源、自备电厂(含绿电替代新能源场站)、水电、 燃气、生物质、分布式新能源企业不参与本次现货市场结算试运行，发电曲线作为现货市场出清边界。
原文如下：
自治区发展改革委关于开展宁夏电力现货市场第四次结算试运行工作的通知
宁发改运行〔2024〕793号
国网宁夏电力有限公司、宁夏电力交易中心有限公司、各有关发电企业、电力用户、售电公司：
为积极稳妥推进宁夏电力现货市场建设，在巩固前期结算试运行工作成效基础上，更好检验市场交易规则和技术支持系统优化调整的有效性和适用性，为开展长周期结算试运行奠定基础，结合我区电力现货市场建设实际及前三次结算试运行情况，拟于11月1日至11月30日开展宁夏电力现货市场第四次结算试运行，现将《宁夏电力现货市场第四次结算试运行工作方案》印发给你们，请遵照执行。
宁夏回族自治区发展改革委
2024年10月25日
(此件公开发布)
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河北省发改委于2026年11月5日印发通知，明确全省工商业用户分阶段直接参与电力市场交易的时间表与实施路径。通知覆盖河北南网、冀北电网及增量配电网三类区域，按电压等级、用电量等标准划分两批入市范围，并设定严格注册截止时间和交易起始节点：河北南网35千伏及以上用户须于2026年底前完成注册、2027年起交易；10千伏且年用电量超300万千瓦时用户则延至2027年底前注册、2028年起交易。冀北电网首批针对110千伏及以上且月用电量达2000万千瓦时的用户，要求2026年11月底前注册；第二批覆盖其余110千伏及以上用户，时限为2027年11月底。所有新增用户须在送电后2个月内完成注册。增量配电网及其全部工商业用户统一于2027年11月30日前注册，2028年1月起入市。电网企业与交易机构需协同完善档案并提供自动注册服务。（199字）
浙江省电力市场管理委员会近日就《2027年浙江电力现货市场运行方案（征求意见稿）》公开征求意见。方案明确，为保障市场价格平稳有序，将设置现货市场的价格申报与出清上下限：申报价格区间为-200元/兆瓦时至800元/兆瓦时（即-0.2元/千瓦时至0.8元/千瓦时），出清价格区间则放宽至-200元/兆瓦时至1200元/兆瓦时（即-0.2元/千瓦时至1.2元/千瓦时）；辅助服务市场中调频里程的申报与出清价格上限为10元/兆瓦，下限为0元/兆瓦。参与主体覆盖全省统调及非统调煤电、水电、核电、风电、光伏、气电、抽水蓄能、电网侧独立新型储能，以及全体工商业用户；紧水滩电厂可参与申报、出清和调电，但不纳入结算。方案还提出将适时探索引入虚拟电厂等新型市场主体。（199字）
大唐华银电力拟投资2181.99万元，在湖南湘潭市岳塘区湘潭中环水务三水厂建设5MW分布式光伏项目。该项目依托水厂稳定用电负荷，所发电量优先就地消纳，已取得投资备案及建设指标，建设周期约4个月。经测算，项目全投资税前财务内部收益率达公司既定标准，具备良好盈利性。公司提示了审批滞后、工期延误及政策变动等风险，并提出四项应对措施：优化设计提升发电利用小时数、加强招采与施工管控以降低造价、实施精细化运维压降成本、拓展电力交易与绿电碳交易增加收益。项目旨在加快公司新能源转型、增强长期盈利能力，同时服务地方低碳发展目标。
宁夏电力总装机容量于10月30日突破3000万千瓦，达3090万千瓦，其中火电2308万千瓦、新能源782万千瓦（占比25.3%）。这一增长源于年内第五台火电机组——腾格里六盘山电厂1号机组投产，以及新能源基地建设加速推进，包括全国最大采煤沉陷区600万千瓦光伏基地、固原风电及红寺堡风光同场项目等。公司坚持“新火协同”，推动火电提质增效与清洁低碳转型，落实煤电“三改联动”，持续降低供电煤耗；同时拓展供热供汽、特高压外送和区域供暖服务，年发电量连续四年超千亿千瓦时，保障宁浙鲁湘四省区电力供应及宁夏6个市（县）区1.13亿平方米居民供暖。通过构建五大管理体系和“五维一体”经营机制，全面提升安全保供、精益管理和价值创造能力。
《安徽省新能源增量项目机制电价竞价实施细则（2027年版）》是为落实国家关于深化新能源上网电价市场化改革的部署而制定的规范性文件。该细则明确，自2025年6月1日起全容量并网的风电、集中式光伏等新增新能源项目，须通过市场化竞价方式确定机制电价；但新能源就近消纳项目及大型工商业分布式光伏项目被明确排除在适用范围之外，一般工商业分布式光伏仅可按扣除自发自用电量后的剩余电量参与竞价。细则规定了竞价主体资格、项目准入条件、申报材料要求、履约保函管理、分类竞价规则及边际出清定价机制，并建立“通知—公告—申报—审核—出清—公示—公布”的标准化流程，强化公平性与可操作性。政策自印发之日起施行。（199字）
中国电力企业联合会于10月29日发布《2026年三季度全国电力供需形势分析预测报告》，全面梳理前三季度电力运行情况并展望全年趋势。报告显示，前三季度全社会用电量达8.07万亿千瓦时，同比增长3.9%；发电装机容量达41.3亿千瓦，同比增长11.2%，其中非化石能源装机占比升至62.6%，太阳能发电装机历史性超越煤电，风光总装机突破20亿千瓦，新能源已成为我国第一大电源。同期，非化石能源发电量增量占用电量增量的87.2%，绿色低碳转型持续深化。报告预测，四季度用电增速将回升，全年用电量约10.8万亿千瓦时，增长4%—4.5%；2026年底总装机预计达43亿千瓦，非化石能源装机占比约63%，煤电比重降至31%左右，电力供需总体平衡，但寒潮等极端情况下局地或现短时偏紧。
斯里兰卡于2026年10月17日发生全国性大停电，持续数小时后恢复。国家电网调度中心（NSO）初步判定原因为诺罗乔莱燃煤电厂机组跳闸引发频率骤降，叠加约1700MW未实时监测的屋顶光伏出力突然脱网，导致系统失衡与崩溃。事件促使NSO紧急要求所有屋顶光伏用户断开并网，并计划实施区域轮流限电。此前监管报告已指出，高渗透率分布式光伏与低白天负荷共同加剧“鸭子曲线”问题，而电网缺乏实时监测能力、老旧逆变器不支持智能保护设置等技术短板，进一步削弱了系统韧性。该案例凸显新兴市场在光伏规模化发展过程中，亟需同步提升电网灵活性、储能配置及调控能力，类似挑战亦见于巴基斯坦、印度等国。
巴西能源研究局（EPE）与矿产和能源部（MME）联合发布的《十年能源扩展规划（PDE 2036）》草案，提出2027—2036年能源发展路径。规划预计，分布式光伏（含屋顶系统）装机将从2026年的约50GW增至2036年的92GW，其中户用系统达41GW，覆盖1350万用户；同期电池储能装机目标为7.2GW，并配套建设4GW需求响应及2GW抽水蓄能设施，以增强电网灵活性。风能与太阳能发电量届时将占全国总发电量约三分之一，可再生能源整体占比维持在近90%。全社会用电量年均增长3.4%，2036年达979TWh，数据中心用电量将增长十倍。规划期内总投资约3.3万亿雷亚尔，含960亿雷亚尔投向分布式发电，并推动3.19万公里输电线路和99600MVA变电容量扩建。草案正公开征求意见至2026年11月6日。
扬州洁源新能源发展股份有限公司于10月19日发布扬州六圩污水处理厂4.98MW分布式光伏发电项目中标公告。该项目已获相关审批，总投资约2099万元，全部来自企业自筹资金；直流侧装机容量为5.71845MWp，交流侧并网规模为4.98MW。经公开招标，联合体中标人包括扬州市上善建设工程有限公司、上海市政工程设计研究总院（集团）有限公司及江苏冠睿达建设工程有限公司，中标单价为3.65元/瓦，合同总价为2087.23425万元。该项目建设地点位于污水处理厂内，属典型的“光伏+水务”分布式能源应用项目。
国家发改委于10月19日就《电力现货市场基本规则（公开征求意见稿）》向社会公开征求意见。文件明确了市场成员构成，包括发电企业、售电公司、电力用户及新型经营主体（如新型储能、虚拟电厂、负荷聚合商等），并强调推动其全面参与现货市场竞争，支持新能源与配套储能联合报价。规则要求加强现货市场与中长期、辅助服务市场的衔接，通过分时和节点价格信号引导优化发用电行为。价格机制以节点边际电价为主，赋予经营主体报价权和定价权，并允许符合条件的主体在规定窗口内调整申报。同时建立发电机组运行成本补偿机制，对安全启停等未被电能量价格覆盖的成本予以合理补偿，并将成本数据用于市场力监管。此外，设定了申报与出清限价及二级限价机制，以保障市场平稳运行。（199字）
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。
