国家层面：筑牢电力应急管理基石

国家能源局印发的《电力企业涉电应急预案管理办法》于 8 月 1 日起正式生效。该办法对电力企业涉电应急预案的全生命周期管理作出规范，涵盖计划、编制、评审、发布、备案、培训、演练、评估、修订及监督管理等全流程。
办法明确要求，电力企业编制应急预案需以风险评估、应急资源调查和案例分析为基础，同时鼓励运用信息化、数字化、智能化技术创新应急预案理念与模式，强化应急预案在应急准备与处置救援中的核心指导作用，为电力系统安全稳定运行筑牢制度防线。

地方 / 区域政策：

陕西：聚焦零售收益分享与分时电价规范

陕西省发布两项重要通知，从市场交易结算与电价机制两方面优化电力市场环境。
在零售市场收益分配上，《关于进一步做好 8-12 月电力市场分时交易结算有关工作的通知》明确，当售电公司月度平均度电批零差价高于 0.015 元 / 千瓦时，超出部分需按 “售电公司 20%、零售用户 80%” 的比例进行收益分享，返还费用按月依用户结算电费比例返还，切实向零售用户传导改革红利。同时，新增新入市批发交易用户签约激励机制：2025 年 9 月至年底，新入市用户累计签约电量需不低于上一年度同周期用电量的 70%，缺额部分引发的超额获益将按市场均价价差的 1.05 倍回收（获益为负时不回收），回收资金纳入激励资金池统筹分享。

在电价机制调整上，《关于调整陕西电网分时电价政策有关事项的通知》取消一般工商业用户 “分时电价或平段加价 4 分钱” 的选择权限，统一规范分时时段。由电网企业代理购电的工商业及农业生产用电，每日划分为高峰（16:00-23:00）、平段（6:00-11:00、14:00-16:00、23:00-24:00）、低谷（0:00-6:00、11:00-14:00）三时段。迎峰度夏（冬）期间增设尖峰电价：夏季 7-8 月尖峰为 19:00-21:00，冬季 1-12 月尖峰为 18:00-20:00。原 2021 年发布的分时电价机制文件同步废止。

广东：上调煤电气电容量电价保障机组收益

广东省三部门联合发布通知，自 8 月 1 日起适当提高煤电、气电机组容量电价。具体标准根据机组类型差异化设定：使用澳大利亚进口合约天然气的配套气电机组为每年每千瓦 165 元；9E 及以上常规机组为 264 元 / 千瓦・年；6F 及以下常规机组为 330 元 / 千瓦・年；国家能源领域首台（套）重大技术装备气电机组则达 396 元 / 千瓦・年。此次调整旨在通过优化容量电价机制，保障机组合理收益，稳定电力供应能力。

湖南：优化分时时段与电价浮动比例

湖南省对分时电价政策进行结构性优化，有效期 5 年。在时段划分上，全年每日按 “高峰、平段、低谷各 8 小时” 调整：低谷时段为 00:00-6:00、12:00-14:00（较征求意见稿减少 1 小时午间低谷）；平段为 6:00-12:00、14:00-16:00；高峰为 16:00-24:00。季节性尖峰电价于 1 月、7 月、8 月、12 月实施，其中 7-8 月尖峰为 20:00-24:00，1 月、12 月尖峰为 18:00-22:00。
电价浮动方面，工商业用户高峰、平段、低谷电价比为 1.6:1:0.4，尖峰电价在高峰基础上再上浮 20%（系统运行费用、政府性基金及附加等不参与浮动）；选择分时平均电价的工商业单一制用户，电价由平段电价加 0.07 元 / 千瓦时的分时平均浮动电价构成；农业生产用电分时浮动比例与工商业一致，政府性基金及附加不参与浮动。

黑龙江：启动电力现货市场连续结算试运行

黑龙江电力交易中心于 8 月 1 日正式启动电力现货市场连续结算试运行。7 月 31 日 8 时起开展日前市场出清工作，8 月 1 日 0 时起电网调度生产模式由计划转为市场，标志着黑龙江电力市场化改革进入 “现货交易实战阶段”，为优化电力资源配置、反映真实市场价格奠定基础。

甘肃：放开充换电服务费政府指导价

甘肃省取消电动汽车充换电服务费政府指导价管理，自 8 月 1 日起全面实行市场调节价。收费标准由运营单位根据供需、建设成本、运维费用等自主制定，采用 “电费 + 充换电服务费” 分项计价模式，电费执行现有电价政策，服务费单独列示公示。此举通过市场化机制激发充换电市场活力，助力新能源汽车推广。

新疆：完善中长期与辅助服务市场规则

新疆修订《电力中长期市场实施细则》，新增 “多年期绿电协议执行” 条款，明确电力用户与发电企业可通过年度、月度及月内绿电交易，形成多周期合同落实协议电量与价格。
同步实施的《电力辅助服务市场实施细则》规定，实时调峰交易单段报价范围为 0-0.262 元 / 千瓦时；新能源配建储能优先消纳自身发电量，应急调峰时充电电量按新疆平价新能源上网电价（0.262 元 / 千瓦时）补偿。原 2020 年版辅助服务市场运营规则废止。

山西：规范分布式光伏开发建设管理

山西省出台《分布式光伏发电开发建设管理实施细则（试行）》，明确分布式光伏上网模式分类：自然人与非自然人户用可选择全额上网、全部自发自用或自发自用余电上网；一般工商业可选全部自发自用或余电上网；大型工商业原则上需全部自发自用，余电上网需参与电力市场交易。
规则要求，余电上网的工商业光伏年自发自用电量占比需超 50%，未达标时调度机构可限制出力；全部自用项目需加装防逆流装置。同时，分布式光伏按全发电量核发绿证，上网电量对应可交易绿证，投资主体可自主参与绿证交易。该细则有效期两年，原 2015 年版实施细则废止。

此次全国范围内的电力政策密集调整，既体现了国家层面强化应急管理、推动市场化改革的顶层设计，也反映了地方结合区域特点在电价机制、新能源管理、市场交易等领域的精准探索，将进一步激发电力市场活力，助力 “双碳” 目标实现与能源结构转型。