电力行业政策
1、六部门：加强煤电机组灵活性改造 推动自备电厂主动参与调峰
10月30日，国家发改委等六部门发布《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》。其中提出，“十四五”重点领域可再生能源替代取得积极进展，2025年全国可再生能源消费量达到11亿吨标煤以上。
多元提升电力系统调节能力。加强煤电机组灵活性改造，推动自备电厂主动参与调峰，优化煤电调度方式，合理确定调度顺序和调峰深度。研究推进大型水电站优化升级，有序建设抽水蓄能电站。
10月30日，国家能源局发布关于提升新能源和新型并网主体涉网安全能力服务新型电力系统高质量发展的通知。通知指出，要科学界定涉网安全管理范围。
国家能源局派出机构应当会同地方电力管理部门，综合考虑系统安全需要、技术经济性及并网主体承受能力等实际情况，根据新能源和新型主体并网的类型、容量规模、接入电压等级、系统运行特性等，科学界定辖区内新能源和新型并网主体涉网安全管理范围，把必须管住的管到位。
对于已纳入涉网安全管理范围但暂不满足涉网管理要求的存量新能源和新型并网主体，国家能源局派出机构应会同地方电力管理部门科学制定改造方案并稳妥推进。
10月24日，河北省发展和改革委员会发布关于印发《河北省2024年秋冬季电力负荷管理工作方案》的通知。
河北南网电力供需整体偏紧。据省电力公司预测，2024年河北南网冬季最大负荷需求将达到4750万千瓦，同比增长2.2%，极端情况下，最大负荷需求将达到4850万千瓦，同比增长4.3%。统筹考虑发电机组投产、检修和外购电计划，正常情况下存在电力缺口330万千瓦，极端寒冷天气下电力缺口可能扩大到430万千瓦。
冀北电网电力供需整体偏紧。据冀北电力公司预测，2024年冀北电网冬季最大负荷需求将达到3200万千瓦，与去年冬季持平，纳入京津唐电网统一平衡。正常情况下，京津唐电网存在电力缺口490万千瓦，冀北电网需承担其中315万千瓦缺口，极端天气下缺口可能进一步扩大。
新能源政策
10月28日，宁夏回族自治区发改委发布《关于公布2024年度保障性并网风电项目核查结果的公告》。
根据《公告》，各市参照《宁夏回族自治区2024年保障性并网风电项目竞争性配置指导方案》组织开展了竞争性配置。经过对申报项目用地、电网接入等条件核查，共28个380万千瓦项目纳入2024年度保障性并网风电项目规模。
2、六部委：在具备条件的农村地区积极发展分散式风电和分布式光伏发电
10月30日，国家发展改革委等部门发布《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》。在具备条件的农村地区积极发展分散式风电和分布式光伏发电。
优化新型基础设施空间布局，推动5G基站、数据中心、超算中心等与光伏、热泵、储能等融合发展。推动人工智能、物联网、区块链等与可再生能源深度融合发展。支持新型基础设施发展绿电直供、源网荷储一体化项目，开展绿证绿电交易和“绿电园区”建设，提高“东数西算”等战略工程中的新能源电力消费占比。
电力市场政策
10月25日，国家能源局云南监管办公室发布关于公开征求《云南电力中长期交易实施细则（征求意见稿）》《云南绿色电力交易实施细则（征求意见稿）》意见的函。其中，《云南绿色电力交易实施细则（征求意见稿）》适用于开展2025年度及之后的云南省内绿色电力交易。
文件提到，已注册的售电公司和电力用户可直接参与绿色电力交易，不需要提供额外的注册信息。文件指出，零售侧绿色电力交易通过零售用户向售电公司购买绿色电力零售套餐的方式开展。相较于普通的电力零售套餐，绿色电力零售套餐的套餐参数增加绿电类型、绿色电力交易电量、绿证价格、是否允许售电公司确认溯源结果。
10月25日，国家能源局云南监管办公室发布关于公开征求《云南电力中长期交易实施细则（征求意见稿）》《云南绿色电力交易实施细则（征求意见稿）》意见的函。其中，《云南电力中长期交易实施细则（征求意见稿）》中提到，本细则所称的电力市场成员包括经营主体、电力市场运营机构和提供输配电服务的电网企业等。
经营主体包括参与电力市场交易的发电企业、售电公司、电力用户和新型经营主体（含新型储能企业、虚拟电厂、智能微电网等）；电力市场运营机构包括电力交易机构、电力调度机构。
3、云南：南方区域电力市场云南电力现货市场2024年第四季度现货结算试运行实施方案征求意见
获悉，云南省能源局近日就《南方区域电力市场云南电力现货市场2024年第四季度现货结算试运行实施方案》公开征求意见。
总体安排：将整月划分为商业结算试运行日和剩余日两个区间，分别独立组织交易和结算。其中：商业结算试运行日区间内，按照现货环境下的云南电力市场规则体系（试运行1.0版），组织现货环境下中长期交易和现货交易并开展批发市场结算。
近日，中国电力企业联合会发布关于公开征求《全国统一电力市场发展规划蓝皮书（征求意见稿）》意见的函，文件显示，2023年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量5.67万亿千瓦时，同比增长7.9%，占全社会用电量比重为61.4%，占售电量比重超过75%。
市场规模自2016年起，8年增长了近5倍，全社会用电量市场化率提高40个百分点。全国跨省跨区市场化交易电量接近12万亿千瓦时，市场促进电力资源更大范围优化配置的作用不断增强。
10月28日，上海市发改委发布《开展气电价格联动调整有关事项的通知》，通知自2024年11月1日起执行。其中天然气调峰发电机组的电量电价调整为每千瓦时0.6041元。
天然气热电联产发电机组（含小型背压式热电联产机组）的电量电价为：全年发电利用小时2500（含）以内的电量电价调整为每千瓦时0.6283元，全年发电利用小时2500（不含）-5000（含）小时以内的电量电价调整为每千瓦时0.5479元。
10月25日，云南省能源局近日就《云南电力零售市场实施细则（报审稿）》公开征求意见。本细则所指的零售交易是指零售用户向售电公司购买电力零售套餐，签订零售交易合同的行为。本细则结算部分适用于在昆明电力交易中心注册的零售用户和售电公司的结算业务。
零售用户不得同时参加批发交易和零售交易。在一个交易周期内，零售用户的同一交易单元只能向一家售电公司购电、签订零售交易合同，且全部电量均通过该售电公司购买。
7、福建：明确2024年11月现货市场全月结算试运行期间零售市场有关事项
10月24日，福建电力交易中心发布了《关于明确2024年11月现货市场全月结算试运行期间零售市场有关事项的通知》，文件提到了零售市场现货价格传导方式、现货市场由全月结算试运行转入非全月结算试运行后的零售市场有关要求、零售市场现货价格传导时间安排及要求。
8、云南：电力市场交易信用管理实施细则（报审稿）公开征求意见
10月25日，云南省能源局近日就《云南电力市场交易信用管理实施细则（报审稿）》公开征求意见。本细则适用于所有参与云南电力市场的发电企业、电力用户、售电公司等经营主体。
参与评级的售电公司、批发用户、发电企业需在半年度评价周期内参与交易时间不少于6个月。若经营主体半年度评价周期内参与交易不足6个月，不参与该半年度评分评级。
10月25日，云南省能源局近日就《云南电力市场结算实施细则（报审稿）》公开征求意见。云南电力批发市场原则上采用“日清月结”的结算模式，电费计算周期为日，以小时为基本计算时段，出具日清分临时结算结果，以月度为周期出具结算依据，开展电费结算，根据需要开展退补清算。
按照经营主体“谁产生、谁负责，谁受益、谁承担”的原则，分科目对机组运行补偿电费、机组返还电费、市场不平衡资金等电费项独立记录，明确分摊（返还）方式。 电力用户因销户、过户等触发非周期计费时，电网企业将按照代购电价的1.2倍进行预结算，待昆明电力交易中心发布月度正式结算依据后开展结算。
10月28日，自治区发展改革委发布《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》，其中包含宁夏电力现货市场试运行规则 （第四次结算试运行）。其中提出，电力现货市场中，经营主体基于分时段电能量价格进行交易。
现货市场应设定报价限价和出清限价，报价限价不应超过出清限价范围。除正常交易的市场限价之外，当市场价格处于价格限值的连续时间超过一定时长后，可设置并执行二级价格限值。二级价格限值的上限可参考长期平均电价水平确定，一般低于正常交易的市场限价。
近日，甘肃能监办发布关于进一步规范可再生能源发电项目办理电力业务许可证的公告，新建发电机组所属企业应在机组完成启动试运行后3个月内(风电、光伏发电项目应当在并网后6个月内)必须取得电力业务许可证(发电类),逾期未取证的不得继续发电上网,不得继续参与交易。
12、河北：南网电力现货市场连续试运行期间第二轮结算试运行11月1日启动
获悉，河北省发展和改革委员会发布关于印发河北南部电网电力现货市场连续试运行期间第二轮结算工作方案的通知，本轮结算试运行自2024年11月1日启动。为确保市场平稳运营，本次试运行的市场结算在月内分阶段开展。首个结算试运行时段为11月1日至5日。
现货结算日期间，开展中长期月内集中竞价交易、中长期日滚动交易、代理购电月内（现货）及日挂牌交易、省内现货交易与调频辅助服务交易并结算。非现货结算日期间，开展中长期月内滚动撮合交易、代理购电月内挂牌交易、省内现货交易与调频辅助服务交易。
获悉，四川能监办近日发布国家能源局四川监管办公室、四川省能源局《关于优化调整2024年四川省内中长期市场有关规则的通知》，主要修订的内容：调整电网企业代理购电交易方式，取消月前发电侧预挂牌，取消偏差互保，调整系统偏差电量结算方式，调整偏差电量结算阈值，调整火电交易组织相关内容，完善信息披露相关内容。
14、贵州：南方区域电力市场贵州电力现货市场2024年四季度结算试运行实施方案
近日，贵州电力交易中心印发《南方区域电力市场贵州电力现货市场2024年四季度结算试运行实施方案》，其中提到，参与主体增加新能源企业。
所有参与中长期市场的新能源发电项目通过报量报价或报量不报价方式参与现货，原则上符合条件的220kV及以上新能源发电项目以报量报价方式参与，其余新能源发电项目以报量不报价方式参与。分布式光伏、生物质发电项目不参与现货结算。
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