首個煤價聯動電價上浮機制出臺！湖南：正價差時可全額
9月27日，湖南省發改委印發《關于完善我省燃煤發電交易價格機制的通知》（湘發改運行(2021)747號），要求在確定電力市場交易基準價格的基礎上，引入燃煤火電企業購煤價格作為參數，按一定周期聯動調整交易價格上限，建立與煤炭價格聯動的燃煤火電市場交易價格上限浮動機制。這也是國內首個實行煤價聯動電價上浮機制，充分體現了電力的市場化特性。
在文件中顯示，湖南實行基準價格及浮動機制，即在現行燃煤基準電價下，當到廠標煤電價不高于1300元/噸時，煤電市場化交易價格上限不進行上浮，成本變動由發電企業自行消化；當廠標煤單價高于1300元，每上漲50元/噸，燃煤火電交易價格上限上浮1.5分/千瓦時，上浮幅度最高不超過國家規定。
此外，文件顯示，將實行傳導機制。即當售電公司在批發市場的購電均價上浮時（均價差大于0）時，上浮價差全額傳導至代理的電力用戶，售電公司可按照不超過0.1分/千瓦時的標準收取代理服務費。即當正價差情況出現時，上浮價差全額傳導給市場用戶，售電公司可收取不超過0.1分/千瓦時代理服務費。

漲價45.3厘/千瓦時！廣東2021年10月月競頂格正價
廣東2021年10月集中競價交易結束，最終總成交電量為287028.62萬千瓦時。供應方邊際成交申報價差45.3厘/千瓦時，需求方邊際成交申報價差45.3厘/千瓦時，統一出清價差為45.30厘/千瓦時。
申報情況如下：
供應方：共有53家參與報價，總申報電量為445267.3萬千瓦時，其中41家成交，成交的供應方平均申報價差36.5406厘/千瓦時，其中最高成交申報價差為45.3厘/千瓦時，最低成交申報價差為-68厘/千瓦時。
需求方：共有156家參與報價，總申報電量為646018.06萬千瓦時，其中39家成交，成交的電量為287028.62萬千瓦時。需求方平均申報價差45.3厘/千瓦時，其中最高成交申報價差為45.3厘/千瓦時，最低成交申報價差為45.3厘/千瓦時。
根據廣東2021年10月份集中競爭交易公告，10月集中競價需求電量64.8億千瓦時，發電側集中競爭電量申報上限為71.5億千瓦時，市場供需比為1.2。而本次交易供應方只申報了44.5億千瓦時的電量，供不應求現象明顯。今年三季度以來，電煤供應緊張，煤價持續高位運行，發電側出現嚴重虧損現象，經營困難，因此生產意愿大大降低。廣東9月24日發文，允許月度電力交易價差可正可負，其中上浮幅度不超過燃基準價10%，下浮幅度不超過燃煤基準價15%。即申報價差上限為45.3厘/千瓦時，下限為-68厘/千瓦時。本次10月月競成交價差頂格成交，達到最高上限！

山東修訂電力中長期交易規則！新增購電側合同轉讓交易
日前山東省發改委、山東省能源局、山東能監辦聯合印發關于修訂《山東省電力中長期交易規則》的通知，其中對交易結算流程、地方公用燃煤熱電聯產機組相關條款等進行了修訂。其中原第一百五十四條（四）修訂為：
市場用戶、售電公司與發電企業電費構成批發用戶的電費構成包括：電量電費、偏差考核費用、合同出讓盈虧費用、退補費用、輸配電費（含交叉補貼、線損）、 輔助服務費用、政府性基金與附加等。
零售用戶的電費構成包括：電量電費、用戶考核費用、退補費用、輸配電費（含交叉補貼、線損）、輔助服務費用、政府性基金與附加等。
售電公司應得費用的構成包括：購售電價差費用、偏差考核費用、代理用戶考核費用、異議用戶暫停結算費用、合同出 讓盈虧費用、退補費用。
發電企業的電費構成包括：電量電費、下調服務補償費、 平均分攤的結算缺額或盈余資金、輔助服務費用。

浙江：從9月28日起啟動2021年B級有序用電方案
浙江省發改委、浙江省能源局9月27日下發《關于啟動有序用電方案的通知》，通知中稱，為有效應對近期浙江外來電減少、發電用煤和天然氣資源緊張出現的供電缺口，必須遏制不合理用電需求，切實保障民生、學校、醫院、養老院等重要用戶的民生用電、重點單位、重點企業生活生產用電，從9月28日起啟動2021年B級有序用電方案，確保全省經濟社會平穩有序。
通知提到，各地發改委要會同當地供電公司，在每日中午12點前，完成上午方案執行不到位用戶的通知；對下午仍然超指標用電的用戶，通過起步用戶現場停電或負控終端遠程跳閘等方式落實停電措施。

河南擬進一步完善分時電價機制有關事項：峰段電價以平段電價為基礎上浮64%
日前河南省發改委發布關于公開征求《關于進一步完善分時電價機制有關事項的通知（征求意見稿）》意見的公告，稱適當擴大分時電價執行范圍，完善峰谷電價機制，實施季節性電價機制，恢復尖峰電價機制，繼續執行現行居民峰谷分時電價政策，完善市場化用戶執行方式。

日前國家能源局綜合司公開征求對《關于能源領域深化“放管服”改革優化營商環境的實施意見（征求意見稿）》意見，其中提到創新推動能源低碳轉型：

（一）促進新能源加速發展
簡化新能源項目備案手續，無補貼新能源項目實施無條件備案。對于依法依規已履行行政許可手續的項目，不得針對項目開工建設、并網運行及竣工驗收等環節增加或變相增加辦理環節和申請材料。鼓勵地方政府探索借鑒“標準地”改革方式，為新建能源項目先行完成一些基礎性評價、審批等工作，為項目打好前期基礎，提高能源項目開工效率。電網企業要支持實施清潔替代、自發自用的新能源發電項目并網。

（二）推進多能互補一體化發展
建立清潔能源基地多能源品種協同開發機制，統籌開發主體，建立完善多能互補一體化規劃、一體化審批（或備案）、一體化建設流程，統籌多能互補項目與輸電通道建設時序。

（三）推動分布式發電市場建設
完善分布式發電市場化交易機制，完善支持分布式發電市場化交易的價格政策，建立適應可再生能源微電網、存量小電網、增量配電網與大電網開展交易的體制機制，推動“隔墻售電”工作落地。

（四）建立健全能源低碳轉型的長效機制
支持煤炭、油氣等企業利用現有資源建設光伏等清潔能源發電項目，推動天然氣發電與可再生能源融合發展項目落地，促進化石能源與可再生能源協同發展。適應以新能源為主體的新型電力系統建設，促進煤電與新能源發展更好的協同。進一步鼓勵并優化能源企業與主要用戶間的長期協議機制，保障能源穩定供應。

（五）探索包容審慎監管新方式
對綜合能源服務、智慧能源、儲能等新產業新業態，在嚴守安全、環保規范標準的基礎上，探索“監管沙盒”的方式，鼓勵開展政策和機制創新。建立與新興市場主體間的良性溝通互動機制，在實踐中探索寓監管于服務的有效方式。