12月1日，宁夏机制电价竞价结果公示，机制电价0.2595元/度，机制电量102亿度电，入围项目838个。
根据竞价结果来看，入围集中式光伏25个，集中式风电项目16个，其余全部为分布式光伏以及分散式风电项目。
根据宁夏136号文竞价文件来看，机制电量总规模为102亿千瓦时。
价格上下限：风电、光伏竞价上限均为0.2595元/千瓦时，下限均为0.18元/千瓦时。
申报充足率：风电、光伏竞价申报充足率不低于125%。
可申报电量上限：单个项目机制电量申报上限比例为65%。
对比机制电价竞价结果以及机制电量来看，宁夏机制电量使用比例达到100%，电价则按照上限出清。
具体见下：
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云南 2027 年机制电价首轮竞价深度解读，覆盖：云南三轮机制电价竞价完整数据对比(2025—2027年)、申报量暴增、价格逆势上涨的三种可能解释、云南机制电价在全国30个省份中处于什么位置、机制电价对光伏项目收益测算的实际影响、2027年并网窗口下的项目开发提示等。
6月16日，江西省发展和改革委员会就《江西省增量新能源项目机制电价竞价实施细则(修订稿)》公开征求意见。修订稿明确：2027年1月1日及以后投产的、采取自发自用余电上网模式的工商业分布式光伏项目，不纳入机制电价执行范围。索比光伏网对这份征求意见稿进行了逐条拆解，综合政策原文、国家136号文框架、四省政策对比及官方数据，形成这份深度报告，覆盖：*修订稿五大核心条款逐条解析、山东、河南、广西、江西四省政策对比(含河南存量/增量双轨规则详解)、工商业分布式光伏被排除背后的三层政策逻辑、被排除之后是否还有"更值钱的路"——绿电交易的真实账本、2026年抢装窗口期的实操建议与风险提示。
本文介绍了青海电力现货市场2024年5月结算试运行的关键数据。数据显示，实时市场日均出清电量为1.47亿千瓦时，其中光伏贡献最大，达0.76亿千瓦时，占总量的52%；风电、火电和储能分别占比28%、15%和5%。在出清价格方面，光伏最低，为85元/兆瓦时（即0.085元/千瓦时），风电为152元/兆瓦时，火电为161元/兆瓦时，发电侧加权平均出清均价为123元/兆瓦时；独立储能呈现充放电价差特征，价差为169元/兆瓦时。整体反映出青海新能源在电力现货市场中占据主导地位，且光伏因边际成本低而报价优势显著。（199字）
云南省于2026年6月16日开展2027年机制电价首次正式竞价，共2354个新能源项目参与申报，最终2341个项目中标。其中，光伏项目出清电价为0.331元/千瓦时，风电项目为0.3351元/千瓦时。参与竞价的项目须已完成核准或备案、全容量并网或承诺于2027年6月30日前并网，且未纳入过往机制执行范围。竞价按项目类型分组组织，光伏机制电量需求占比60%，单个项目申报电量上限75%，申报电价区间为0.22–0.3358元/千瓦时；风电机制电量需求占比50%，申报电量上限65%，电价区间同为0.18–0.3358元/千瓦时。出清结果于2026年6月17日至24日通过云南电力交易系统公示，供项目主体及代理商查询。
本文介绍了国网山东电力于2024年6月16日发布的2026年5月电力市场信息“明白纸”中公布的机制电价结算参考价。其中，风电的结算参考价为328.589元/兆瓦时，折合约0.329元/千瓦时；光伏为51.042元/兆瓦时，折合约0.051元/千瓦时。该数据反映了山东省电力市场对不同类型可再生能源发电的机制化价格安排，旨在指导相关市场主体参与交易与结算。需注意的是，所列价格为“机制结算参考价”，并非实际成交电价，其制定依据包括政策导向、资源特性及市场供需等因素。文中未说明具体计算方法或执行细则，仅提供当月两类电源的参考数值。（198字）
本文介绍了《江西省增量新能源项目机制电价竞价实施细则（修订稿）》的核心内容，重点规范2025年6月1日起投产的新增风电、光伏项目参与市场化电价竞价的规则。细则明确：集中式及分布式新能源项目须通过省发展改革委牵头、国网江西电力组织实施的竞价平台，按“申报—审核—竞价—公示—考核”流程竞争获取机制电量与电价；2027年起，工商业分布式光伏若采用“自发自用、余电上网”模式，则不再执行机制电价，不参与竞价。细则对并网认定、“四可”要求、竞价主体资质、分类组织方式、电量规模核定、价格上下限设定、边际出清机制、执行期限及严格考核问责等作出系统规定，并强化信用管理与争议处理机制，旨在保障公平竞争、促进新能源高质量发展。（199字）
黑龙江省于6月12日发布2027年上半年增量新能源项目机制电价竞价公告，正式启动该时段风电项目的电价竞争性配置工作。本次竞价按年度分上半年、下半年两个批次分别组织，其中上半年批次仅面向风电项目开放；同一项目须在两个批次中择一参与，不得重复申报。公告强调，申报单位需结合项目实际建设进度，科学预估全容量并网时间，并据此合理选择竞价场次，以确保按时投产。若因自身原因导致并网延误，将面临履约保函被扣减、当期竞价结果被取消，以及未来三年内不得参与同类竞价的处罚。此举旨在通过市场化机制引导新能源项目有序建设与按期投运。
广东电价在2024年4月显著攀升，现货均价达533元/MWh（0.533元/度），实时电价多次逼近1元/度，较3月上涨38%。这一变化源于两大结构性因素：一是2026年3月起全面实施的电力市场化新规提前影响预期，用户电价由政府定价转向跟随15分钟级现货出清；二是国际LNG价格飙升导致广东燃气机组（占装机21.9%）成为边际定价主体，推高整体出清价。在此背景下，三类企业面临迥异处境：已签年度长协的企业暂享低价红利；纯现货结算用户电费同比激增30%–40%；光伏业主虽自发自用收益翻倍，但余电上网定价与储能配置成为关键决策点。文章据此提出月度中长期合同签约、余电价格锁定、配建储能套利三类实操方案，并按紧迫性给出行动路径建议。（199字）
本文解读国家发展改革委、国家能源局新发布的《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕688号），系统阐释绿电直连模式从“单用户1.0”向“多用户2.0”升级的战略意义与制度创新。文章指出，在“十五五”绿色转型与新质生产力培育背景下，多用户绿电直连通过物理连通多个发电主体与用电主体，构建源网荷储协同的区域绿色用能生态。其核心突破体现在四方面：拓展适用范围与投资主体，强化产业适配性；优化电源负荷时序匹配与分时段绿电分配算法，提升溯源精度；强制双向分时计量，筑牢多主体互信基础；建立内部契约、渐进式市场参与及责任共担机制，完善协同治理。该制度升维为新能源就近消纳、降本增效及应对国际绿色贸易壁垒提供了系统性解决方案。（198字）
5月19日，国网山东电力发布2026年4月电力市场信息“明白纸”，要点如下：2026年4月，风力发电新能源机制电价结算参考价为330.743元/兆瓦时，光伏发电新能源机制电价结算参考价为40.144元/兆瓦时。
