8月6日，老挝水电经中老500千伏联网工程输送至中国粤港澳大湾区，预计持续至10月底，输送总量约6亿千瓦时，相关电量同步参与南方区域电力市场交易。今年4月，中老500千伏联网工程正式投运，投运当日老挝北部清洁能源基地光伏电能即通过该通道送入云南，实现境外新能源项目首次接入我国电力市场。2026年中老500千伏联网工程光伏和水电合计市场化交易电量预计可达15亿千瓦时。南方电网公司将持续拓展跨境电力交易深度与广度，发挥中老500千伏联网工程与西电东送大通道协同效能，提升澜湄区域能源资源配置效率。
北京电力交易中心数据显示，2026年7月国家电网经营区省间市场化交易电量达1465亿千瓦时，同比增长6.6%；前7个月累计完成7910亿千瓦时，同比增长8.5%。特高压直流交易表现尤为突出：7月完成879亿千瓦时，同比增长16.4%；1至7月累计4115亿千瓦时，同比增长11.8%。省间清洁能源交易保持高速增长：7月达892亿千瓦时，同比增长17.6%，占当月省间市场化交易总量的60.9%；前7个月累计4681亿千瓦时，同比增长10.7%，全国统一电力市场在促进新能源消纳、推动绿色电力跨省配置方面成效显著。
东北能源监管局推动吉林电力交易中心组织吉林虚拟电厂首次参与东北区域省间电力中长期连续多日交易，以311.41元／兆瓦时价格购入电量55兆瓦时，实现东北区域新型经营主体参与省间交易历史性突破。修订《东北区域省间电力中长期交易实施细则（试行）》时扩大市场成员范围，为培育新型经营主体、深化跨省资源配置积累经验。下一步将持续落实国家能源局部署，组织电力市场运营机构引导虚拟电厂等新型经营主体参与电力市场，持续扩大可调节负荷资源规模，探索电力市场建设新路径，助力东北电力市场高质量发展。
8月6日，老挝水电经中老500千伏联网工程输送至中国粤港澳大湾区，预计持续至10月底，输送总量约6亿千瓦时，电量同步参与南方区域电力市场交易。今年4月该工程正式投运，投运当日老挝北部清洁能源基地光伏经该通道送入云南，实现境外新能源项目首次接入我国电力市场。此次水电送达大湾区，形成“光伏+水电”跨境多能互补格局。2026年中老500千伏联网工程光伏与水电合计市场化交易电量预计达15亿千瓦时。
8月4日从甘肃电力交易中心有限公司获悉，2026年7月甘肃省外送电量102.9亿千瓦时，首次单月突破百亿千瓦时，刷新甘肃历史月度外送纪录，全力支援全国高温天气下电力保供。7月以来全国多地持续高温，中东部用电负荷高位运行；公司精准摸排省内新能源富余潜力，主动对接湖南、上海、四川、山东等省市开展迎峰度夏关键阶段外送交易商谈；积极对接青海、西藏、上海、福建等省份开展月度、月内外送交易，最大限度消纳省内富余新能源。下一步，国网甘肃电力将持续依托省内优质新能源资源，持续优化跨省电力交易和输送机制，为全国电力保供和能源绿色低碳转型贡献力量。
入夏以来，国网蒙东电力实行小时级动态匹配机制，滚动预判风光出力、核算特高压通道裕度，实时对接受端省份用电需求，将蒙东富余绿电输送至京津冀、华东等负荷中心。今年迎峰度夏以来，累计交割跨区错峰绿电27.4亿千瓦时，其中支援华东清洁电力19.25亿千瓦时，同比增长108.2%；供区新能源场站上网均价同比提高3.93分/千瓦时。特高压锡盟变电站（1000千伏锡盟—山东特高压交流输变电工程起点站）单日最大送电量达6900万千瓦时，运维班组实行24小时不间断监盘与巡检。截至目前，国网蒙东电力今年迎峰度夏累计跨区外送电量337.64亿千瓦时，其中清洁电量占近四分之一，特高压外送电量达307亿千瓦时。
东北能源监管局近日印发《东北区域集中式新能源发电企业集中报价工作实施方案（试行）》，规范辽宁、吉林、黑龙江三省集中式风电、光伏企业报价行为。准入规则：仅限同省同集团联合集中报价，分布式、沙戈荒大基地不纳入；总装机不超过省内单个最大燃煤电厂规模；各场站独立主体，分开申报、分别出清、独立结算。进退流程：申请经交易机构5个工作日审核、5个工作日公示备案；装机或报价场地变动3日内变更申报；每3个月仅可退出1次，退出主体仍承担历史报价合规责任。多维监管：隔离管控、在线监测、年度报告，对违规行为取消集中报价资格并依法处置。下一步将动态优化条款，完善市场化交易配套细则。
近日，西北能源监管局与国网青海省电力公司、青海电力交易中心举行专题座谈，围绕电力市场建设运行、市场秩序规范等重点工作深入交流研讨。两单位分别汇报电力市场秩序突出问题自查情况及电力市场建设运行情况；结合青海新能源高占比电网运行实际，双方就重点难点问题深入研讨，分析研判形势并提出针对性改进措施。西北能源监管局负责同志提出三点意见：一是巩固自查成效，深挖根源，构建长效管控机制，提升市场规范化运行水平；二是密切跟踪市场态势，加强新能源高占比下价格机制研究，协同做好中长期市场与现货市场有效衔接，共同防范市场价格异常波动；三是加强市场风险监测预警，强化对市场交易行为、价格波动、履约情况等的动态监控，及时发现并纠正苗头性问题，合力引导市场规范有序运行。
上半年，京津冀省间绿电交易电量首次突破300亿千瓦时，达312亿千瓦时，同比增长40%。国网华北分部从强化区域统筹、优化市场运营、创新交易机制三方面推动绿电资源优化配置，印发“华北区域服务新能源高质量发展交易14项重点任务清单”和“服务北京市清洁低碳发展十大重点任务清单”；上半年2550家京津冀用户参与区内省间绿电交易209亿千瓦时，超过2025年全年规模；今年京津冀省间PPA交易电量90亿千瓦时，同比增长230%。在“三北”错峰绿电交易基础上，协同国网黑龙江、青海电力首次实现“风光接力”送北京，北京市绿电交易203亿千瓦时首次突破200亿千瓦时，市场化用户绿电交易规模首次超过火电。华北、西北、东北、华中、西南地区14省向京津冀输送绿电，跨区绿电交易电量同比增长51%。
上半年，京津冀省间绿电交易电量首次突破300亿千瓦时，达312亿千瓦时，同比增长40%。国网华北分部从强化区域统筹、优化市场运营、创新交易机制三方面推动绿电资源大范围优化配置；编制印发“华北区域服务新能源高质量发展交易14项重点任务清单”和“服务北京市清洁低碳发展十大重点任务清单”。华北区内省间市场按自然日连续开市，上半年累计2550家京津冀用户参与区内省间绿电交易，电量209亿千瓦时，超过2025年全年规模。华北电网在区域电网中率先实现多年期绿电交易（PPA）按月连续开市，今年京津冀省间PPA交易电量90亿千瓦时，同比增长230%；协同国网黑龙江、青海电力创新“风光接力”送北京绿电交易机制。上半年北京市绿电交易电量203亿千瓦时，首次突破200亿千瓦时，市场化用户参与绿电交易规模首次超过火电交易规模；已有华北、西北、东北、华中、西南14个省份向京津冀输送绿电，跨区绿电交易电量同比增长51%。
8月4日，广州电力交易中心召开2026年年中工作会议，传达南方电网公司年中工作会议精神，围绕改革先行先试争树标杆、保障电力市场高水平运行部署四方面工作：一是制度筑基，细化交易规则，健全完善跨经营区交易机制，试点推广输电权交易，通过市场机制引导电力资源全国畅通流动，服务东西部协作；二是改革破局，围绕“五统一、一开放”破除市场壁垒，稳固西电东送基本盘，建设全区域“集中优化、统一出清”现货市场，推动新能源、虚拟电厂等新型主体全面入市，稳步推进备用、爬坡等辅助服务市场建设，依托中老联网工程深耕澜湄市场，推动国内绿证标准与港澳及东盟互认；三是安全守底，搭建“监测—预警—处置”全链条防控体系，构建“多维监测、精准画像、前瞻预测”市场分析体系，覆盖短中长期研判；四是数字赋能，将大数据、人工智能、区块链等技术深度应用于交易组织、市场监测、智能风控、系统运维、客户服务等场景，超前布局新一代统一电力交易平台建设。
自今年7月起，新疆电力交易中心有限公司正式推行新能源集中交易优先出清新规，在迎峰度夏保供关键阶段为风光新能源消纳打通绿色通道。7至8月全疆新能源月度集中交易累计出清电量1.77亿千瓦时，同比大幅提升75%；新规落地两个月内额外多出清电量0.36亿千瓦时，对应增幅21.10%。7月新能源交易成交量同比增长337%，8月新增新能源出清电量0.26亿千瓦时，增幅72.70%。新规明确同等报价条件下新能源优先成交机制；电力交易出清模块、信息自动化系统全程零故障稳定运行，支撑全疆上千家市场主体大容量、高频次交易有序完成。下一步，该中心将推动电力中长期市场与现货市场有机衔接，助力新能源消纳。
上半年新疆外送电量790.24亿千瓦时，同比增长25.11%，创历史同期新高；新能源外送278.4亿千瓦时，占比超35%，同比增长33.92%。新疆建成“内供八环网、外送五通道”主网架，跨区输电能力突破3300万千瓦；昌吉—古泉、哈密南—郑州、哈密—重庆三条特高压直流通道累计送电705.85亿千瓦时，占外送总量89.32%。截至6月底，新疆电网总装机突破2.67亿千瓦，新能源装机1.73亿千瓦，占比65%；送电覆盖23个省区市，首次向蒙东电网送电。据测算，外送电量满足约7037万人一年生活用电；新能源外送节煤约587万吨，减排二氧化碳约1584万吨，等效种植乔木超7亿棵。
新疆电力交易中心有限公司自今年7月起推行新能源集中交易优先出清新规：同等报价条件下新能源优先成交，系统自动优先匹配新能源电量。7至8月全疆新能源月度集中交易累计出清电量1.77亿千瓦时，同比大幅提升75%；新规实施两个月内，额外多出清电量0.36亿千瓦时，增幅21.10%。7月新能源交易成交量同比增长337%；8月新增新能源出清电量0.26亿千瓦时，增幅72.70%。升级改造的电力交易出清模块、信息自动化系统全程零故障运行，支撑全疆上千家市场主体大容量、高频次交易有序完成。
新版新疆电力中长期市场实施细则落地施行后，新疆电力交易中心有限公司自今年7月起推行新能源集中交易优先出清新规，在迎峰度夏电力保供关键阶段为新能源消纳打通绿色通道。统计显示，7至8月全疆新能源月度集中交易累计出清电量1.77亿千瓦时，同比增长75%；新规落地两个月内新能源额外多出清电量0.36亿千瓦时，增幅21.10%。7月新能源交易成交量同比增长337%，8月新增出清电量0.26亿千瓦时，增幅72.70%。完成升级改造的电力交易出清模块、信息自动化系统全程零故障稳定运行，支撑全疆上千家市场主体大容量、高频次交易有序完成。该机制是新疆践行“双碳”目标、加快新型电力系统建设的具体实践，下一步将落实电力中长期市场与现货市场有机衔接。
新版新疆电力中长期市场实施细则落地施行后，自2026年7月起，新疆电力交易中心有限公司推行新能源集中交易优先出清新规。7至8月全疆新能源月度集中交易累计出清电量1.77亿千瓦时，同比增长75%；新规实施两个月内额外多出清0.36亿千瓦时，增幅21.10%；7月成交量同比增长337%，8月新增出清0.26亿千瓦时，增幅72.70%。新规明确同等报价条件下新能源优先成交，系统自动优先匹配；交易出清模块与信息自动化系统全程零故障运行，支撑全疆上千家市场主体有序交易。下一步将推动电力中长期市场与现货市场有机衔接。
8月1日，河北南部电网电力现货市场全面转入正式运行，成为继山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江之后全国第八个电力现货市场正式运行地区。该市场自2025年3月1日启动连续结算试运行，期间64台主力燃煤机组、218座集中式光伏电站、59座风电场及工商业用户、售电公司全量参与，日交易电量占全社会用电量一半以上，在价格信号发现与传导、保障电力供应、促进清洁能源利用、优化资源配置等方面取得显著成效。截至2026年6月，河北南网风光新能源总装机超5600万千瓦（风电1100万、集中式光伏2000万、分布式光伏2500万千瓦），占比近60%，已成为网内第一大电源；新型储能装机容量达550万千瓦，25家独立储能主体参与市场交易。河北南部电网高耗能产业聚集，长期从省外购电，新能源高占比，作为“受端省+新能源高占比”典型样本，现货转正对同类省份具有重要参考意义。
2026年8月1日，河北南部电网电力现货市场经518天连续试运行转为正式运行，经河北省人民政府同意并报国家发展改革委、国家能源局备案。市场采用“日前+实时”模式：日前根据负荷预测由发电主体公平竞争供给侧发电机会，实时每15分钟滚动出清；煤电机组、新能源、独立储能全量入市，引导分布式光伏独立或通过聚合商代理入市。自2025年3月1日连续不间断结算试运行以来，应对迎峰度夏（冬）电力保供、极端天气、重要节假日和重要活动保电等多场景考验，成功应对电力供应紧张、新能源全面入市、新能源消纳困难等复杂环境：引导超150万千瓦用电负荷转午间低价结算，降低用户用电成本；火电压降出力为新能源消纳腾出空间最大495万千瓦；独立储能用电、电价双高峰期间放电同时率达97.6%，新能源大发时段集中充电提升调峰400万千瓦。转正式运行后，华北能源监管局联合河北省主管部门完善市场规则、紧盯异常行为，保障市场稳定运行。
今年6月，新疆单月外送新能源电量70.8亿千瓦时，同比增长39%，创新疆单月外送规模历史新高。上半年外送累计278.4亿千瓦时，同比增长33.9%，占总外送35.23%，较去年提升2.32个百分点。截至6月底，新疆电网总装机突破2.67亿千瓦，新能源装机1.73亿千瓦、占65%；依托750千伏主网架整合“北疆风电、南疆光伏”优势、连接14个地州市及6个千万千瓦级新能源基地，通过“两交三直”格局向全国23个省区市送电。绿电交易构建“年度+月度+月内”多层次模式，实行24时段精细化组织；自6月15日起日滚动撮合交易全年连续开市。上半年疆内绿电交易120.6亿千瓦时，省间59.4亿千瓦时，交易规模接近去年全年两倍。
7月31日青海电力交易中心数据显示：当月青海外送电量60亿千瓦时同比增长17%；7月28日单日外送首次突破2亿千瓦时达2.04亿千瓦时，实现月度、单日双纪录。国网青海省电力公司运用“填缝送”“借道送”“接力送”“时光送”策略，7月午间最大外送电力1262万千瓦、晚峰917万千瓦；今年累计组织中长期外送交易153笔、规模同比增长18.6%，清洁能源占98%。截至二季度，青海电力总装机8529万千瓦，清洁能源装机占比93.3%、新能源占比74.1%，均居全国前列；“十四五”以来依托±800千伏青豫特高压直流工程及7条750千伏省际联络通道，累计向23个省（区、市）输送绿电超1100亿千瓦时。
7月31日，江西综能服务公司顺利完成中长期月度交易、D-2交易及日前现货交易，成为江西省首家参与电力市场交易的虚拟电厂，全面贯通电能量市场各环节，标志着我省虚拟电厂发展迈入全流程市场化运营新阶段。今年5月省能源局公布全省首批虚拟电厂试点项目名单共12个项目入选；江西综能服务公司作为首批试点之一，严格依据《江西省虚拟电厂建设运营工作指南》，在省供服中心完成负荷类及发电类资源能力检测，经能力认证后顺利通过交易中心注册公示。下一步公司将持续推动试点建设、完善运营管理体系、提升资源聚合能力、拓展交易品种，为电力保供、新能源消纳及市场体系完善发挥作用。
2026年1-6月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量36848亿千瓦时，同比增长24.2%，其中省内交易29135亿千瓦时（中长期23846含省内绿电1260、代理购电3985；现货3903；合同转让1386），省间交易7713亿千瓦时（中长期7306含省间绿电381、跨经营区43.9；现货377；合同转让29.2）。2026年6月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量6275亿千瓦时，同比增长20.8%。分区域1-6月：国家电网区域28573亿千瓦时（同比增25.6%，其中北京电力交易中心省间6528亿千瓦时同比增13.9%）；南方电网区域6459亿千瓦时（同比增19.3%，其中广州电力交易中心省间1185亿千瓦时同比增2.9%）；内蒙古电力交易中心1816亿千瓦时（同比增20.6%）。
3月25日，国网四川省电力公司在北京电力交易中心指导下创新开展“丰枯打捆”省间外送交易，落实超67亿千瓦时四川送浙赣清洁能源电力，采用“丰枯跨水期打捆、全电量联合出清”中长期外送新模式。7月30日数据：除晚峰时段外四川全天向浙赣外送富余电量0.3亿千瓦时，7月累计外送攀西地区电量10.66亿千瓦时；累计超300家次发电企业参与申报，清洁电力经金塘直流、雅湖直流外送出川。截至2025年年底攀西地区清洁能源发电装机突破5000万千瓦；近3年国网四川电力经金塘、锦苏、雅湖等跨区直流年均外送约119亿千瓦时，累计外送清洁电量超2.03万亿千瓦时，外送规模位居全国省级电网前列。省内方面，6月27日四川中长期市场按自然日连续开市以来，累计组织增量、减量、转让交易超24万笔，新增市场化交易电量约14.92亿千瓦时。
7月30日，国网华北分部披露，上半年京津冀省间绿电交易电量首次突破300亿千瓦时，达312亿千瓦时，同比增长40%。具体举措：编制“华北区域服务新能源高质量发展交易14项重点任务清单”和“服务北京市清洁低碳发展十大重点任务清单”协同推进跨区跨省绿电交易；华北区内省间市场按自然日连续开市，2550家用户参与，交易电量209亿千瓦时超2025年全年；率先实现PPA按月连续开市，京津冀省间PPA交易电量90亿千瓦时，同比增长230%；协同国网黑龙江、青海电力首次实现“风光接力”送北京绿电交易；上半年北京绿电交易电量203亿千瓦时首破200亿千瓦时，市场化用户参与规模首超火电；已有华北、西北、东北、华中、西南14省向京津冀送绿电，跨区绿电交易电量同比增长51%。
7月30日，中国电力企业联合会发布《2026年上半年全国电力供需形势分析预测报告》：上半年全社会用电量5.10万亿千瓦时，同比增长5.3%，一、二季度分别增长5.2%、5.5%。互联网数据服务与充换电服务业合计每月新增电量55—85亿千瓦时，占全社会新增电量比重稳定在15%—25%，两者用电增量占第三产业增量59.3%。充换电服务业上半年用电810亿千瓦时，6月单月148亿千瓦时、增速57.1%；互联网数据服务业上半年用电494亿千瓦时，全国日均Token调用量从2024年初1000亿跃升至2026年3月140万亿，增长超1000倍。《报告》预测下半年全社会用电量同比增长5%—6%，统调最大负荷15.7—16.3亿千瓦。
7月30日，中国电力企业联合会发布《2026年上半年电力供需分析预测报告》。报告预计：太阳能发电装机三季度超过煤电装机，到2026年底风电和太阳能发电累计装机达总发电装机一半；2026年全年新增发电装机有望达4亿千瓦，到年底全国发电装机容量约43亿千瓦，其中非化石能源约27亿千瓦（占63%左右）、煤电装机占比降至31%左右。下半年全社会用电量预计同比增长5%-6%，统调最大负荷15.7-16.3亿千瓦。迎峰度夏全国电力供需总体平衡，华中、西南、华东、南方区域局部偏紧，华北、东北、西北平衡；迎峰度冬华中平衡有余、其他区域平衡。上半年全社会用电量5.10万亿千瓦时，同比增长5.3%（较上年同期提高1.6个百分点），一、二季度分别增长5.2%和5.5%；第一产业平稳增长，第二产业较快增长（高技术及装备制造业为主要拉动力），第三产业增速领先。
2026年上半年，国家电网经营区市场化交易电量完成34798亿千瓦时，同比增长25.6%。截至6月底，北京电力交易中心共开展省间市场化交易2697笔，交易电量16374亿千瓦时，同比增长9.9%；统筹做好中长期电力交易保供，滚动研判度夏平衡形势，强化全网资源统筹，集中开展7、8月跨省跨区交易，达成中长期交易电量3511亿千瓦时，较去年同期增加193亿千瓦时，跨区中长期送电最大电力1.68亿千瓦，同比增加13.6%。
2026年6月，国家能源局核发绿证3.73亿个，涉及可再生能源发电项目124.75万个，其中可交易绿证2.06亿个，占比55.41%，可交易绿证数量较上月基本持平。本期核发2026年5月可再生能源电量对应绿证2.70亿个，占比72.38%。本月常规水电、生物质发电及其他可再生能源发电类型绿证核发数量均有所增长，其中常规水电绿证核发增幅最大。2026年6月全国单独交易绿证3984万个，市场价格依据电量生产年份呈现梯度：2024年电量绿证交易421万个、平均价1.29元/个；2025年交易2816万个、平均价4.05元/个；2026年交易748万个、平均价5.96元/个。
新疆绿电通过跨区互济机制助力全国能源保供，将新疆新能源资源与全国电力供需进行跨区调配，为能源安全提供支撑。具体跨区电量规模、输电通道、交易机制等关键数据需以原始报道正文为准。
7月29日获悉，国家能源局发布公告，经研院牵头编制的电力行业标准《虚拟电厂术语》（DL/T 3081-2026）正式发布。标准规定37项核心术语，涵盖基本术语、系统与终端、资源与信息、设计与测试、运营与管理、效益与评估六大类别，对核心概念内涵与适用范围作出统一界定；由中国电力企业联合会主管、全国电力需求侧管理标准化技术委员会归口，国网上海经研院牵头，联合南方电网科学研究院、东南大学、中国电力科学研究院、国电南瑞、上海腾天节能等12家产学研用单位起草。该标准作为虚拟电厂标准体系基础通用标准，与经研院此前牵头发布的国家标准《虚拟电厂资源配置与评估技术规范》形成配套，进一步完善虚拟电厂“国际-国家-行业”标准体系。