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。
中国能源研究会绿证绿电专业委员会成立大会暨绿证绿电研讨会7月29日在北京举行，国网能源院与清华大学作为支撑单位联合支撑日常工作。中国能源研究会理事长史玉波、副理事长兼秘书长孙正运等出席。会议选举产生第一届委员会：北京电力交易中心常青当选主任委员；国网能源院副院长左新强、三峡集团市场营销部副主任石峰、全球能源互联网发展合作组织发展局副局长张义斌、水电水利规划设计总院总经理助理彭烁君、广州电力交易中心总法律顾问兼合规官张巧玲当选副主任委员；张晓萱聘任为秘书长，张楠、刘建东、王彩霞、郭鸿业、刘金涛任副秘书长。研讨会同步举行，清华大学电机系教授夏清、三峡集团市场营销部副主任石峰、中国宝武钢铁集团有限公司能源环保部高级专员金磊围绕深化绿电绿证市场化改革、完善绿电绿证机制、钢铁企业绿色电力消费作主旨发言。专委会将整合行业优势资源，搭建高水平协同创新平台，推动绿证绿电领域科技创新、标准制定、人才培养与成果转化。
近日从青海电力交易中心获悉，7月青海外送电量60亿千瓦时，同比增长17%；7月28日单日外送首破2亿千瓦时（2.04亿），月度与单日纪录双重突破。7月午间最大外送电力1262万千瓦，晚峰917万千瓦。国网青海省电力公司巩固青豫直流主送，灵活运用填缝送、借道送、接力送、时光送策略；年初以来累计组织中长期外送交易153笔，规模同比增18.6%，清洁能源占比98%，绿电输送至华中、华东等负荷中心。截至6月底，青海电力总装机8529万千瓦，清洁能源、新能源装机占比93.3%、74.1%，均居全国前列。“十四五”以来依托青豫直流及7条750千伏省际联络通道累计向23省份输送绿电超1100亿千瓦时。
7月，青海外送电量达60亿千瓦时，同比增长17%；其中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、单日外送电量两项新高。国网青海电力巩固青豫直流主送基础，灵活运用填缝送、借道送、接力送、时光送等差异化策略，7月午间最大外送电力1262万千瓦、晚峰最大917万千瓦；年初以来累计组织中长期外送交易153笔，规模同比增长18.6%，清洁能源占比98%。截至6月底青海总装机8529万千瓦，清洁能源占比93.3%、新能源占比74.1%；“十四五”以来依托青豫直流及7条750千伏省际联络通道向23个省份累计输送绿电超1100亿千瓦时。
新疆6月新能源外送电量达70.8亿千瓦时，同比增长39%，创单月外送历史新高；上半年新能源外送累计278.4亿千瓦时，同比增长33.9%，外送占比35.23%，较去年同期提升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、占比65%；依托750千伏主网架和“两交三直”跨区输电通道，清洁电力输送至全国23个省区市。上半年疆内绿电交易120.6亿千瓦时，省间绿电交易59.4亿千瓦时，接近去年全年两倍；自6月15日起日滚动撮合交易实现自然日全年连续开市。
2026年6月，全国电力市场交易电量6275亿千瓦时，同比增长20.8%。1—6月累计交易电量36848亿千瓦时，同比增长24.2%。从范围看，1—6月省内交易29135亿千瓦时（+27.9%），跨省跨区7713亿千瓦时（+12.1%）。从品种看，中长期32568亿千瓦时，现货4280亿千瓦时。1—6月绿电交易电量1641亿千瓦时（+6.6%），电网企业市场化代理购电电量3985亿千瓦时。
国网华东分部上半年长三角省间绿电交易达246.24亿千瓦时，比去年全年增长17.87%，规模创新高。促成广西、云南送沪苏浙闽跨电网经营区绿电交易3.14亿千瓦时，比去年全年增5倍；跨区交易238.09亿千瓦时，比去年全年增19.12%，购东北、西北绿电分别增182.45%、33.11%，助三北新能源消纳率提升3.27个百分点。区内省间成交5.01亿千瓦时，安徽为主送出，助安徽新能源消纳率提升1.24个百分点。6月15日起华东电网省间中长期市场按自然日连续开市。
国家能源局正式发布中国绿证价格指数，以全国绿证交易价格原始数据为基础，选取2025年1月为基期编制，先行发布2025年1月以来逐月指数数据，后续将实行常态化按月发布机制。该指数是全国性权威价格指数，可客观反映绿证市场供需格局与价格变动趋势。编制发布主要基于三方面考量：一是高质量建设绿证市场，将分散交易价格整合为公开透明、连续可比的价格信号；二是落实碳排放双控，引导企业扩大绿色电力消费；三是推动电证碳衔接，健全电价、证价、碳价之间的市场化传导机制。
2025年我国市场化交易电量超6.6万亿千瓦时，占全社会用电量比重升至64%（2015年不足15%）；跨省跨区交易规模达1.6万亿千瓦时，较10年前增长超10倍。省级电力现货市场基本实现全覆盖，跨电网经营区常态化交易机制获国家发改委、国家能源局批复，2025年全年交易电量34亿千瓦时。“十四五”以来市场化交易电量年均增速16.0%，占全社会用电量比重连续4年超60%。7月14日全国用电负荷创15.51亿千瓦新高。山东现货市场已连续平稳运行55个月、累计结算近1.9万亿千瓦时；广东3个数据中心集群通过粤能投虚拟电厂平台参与现货市场电能量交易。
国家能源局正式发布中国绿证价格指数并答记者问。该指数以全国绿证交易价格原始数据为基础，以2025年1月为基期，经标准化综合计算编制而成，能客观反映我国绿证市场供需格局与价格变动趋势；先行发布2025年1月以来逐月指数数据，后续实行常态化按月发布。发布有三大考量：一是解决绿证市场缺乏权威统一定价参照问题，推动市场从“被动猜价”向“主动看指数定价”转变；二是落实碳排放双控的重要抓手，为“十五五”清洁能源替代提供支撑；三是推动电证碳衔接的必然要求，厘清电—证—碳协同定价逻辑，健全电价、证价、碳价市场化传导机制。政策依据包括国办发〔2026〕4号及发改能源〔2025〕262号文。
2026年6月，中国绿证价格指数收于181.0点（以2025年1月为基期100点），环比下跌0.2%，同比上涨23.2%。该指数由国家能源局新能源司指导，国家发展和改革委员会价格监测中心、国家能源局电力业务资质管理中心联合编制。
国家能源局发布2026年6月绿证核发及交易数据。核发绿证3.73亿个，涉及项目124.75万个，其中可交易绿证2.06亿个，占比55.41%；核发2026年5月电量对应绿证2.70亿个，占比72.38%；常规水电核发增幅最大。交易绿证8273万个，绿色电力交易4289万个；风电、太阳能位居交易前两位；单独交易3984万个，按电量生产年份分梯度定价——2024年均价1.29元、2025年4.05元、2026年5.96元。
2026年7月23日，第三届宁夏职业技能大赛暨第十六届全国电力行业职业技能竞赛宁夏赛区选拔赛在银川落幕。本次赛事汇聚全区32家单位、40支代表队、123名选手同台竞技，参赛体量再创历史新高。赛事由自治区工业和信息化厅、人力资源和社会保障厅、总工会联合主办，宁夏电力行业协会承办，宁夏电力交易中心有限公司、红蓝（宁夏）能源发展有限公司协办，华能宁夏能源有限公司提供技术支撑。考核设置理论考试与技能实操两大模块，内容涵盖电力市场规则、中长期与现货交易机制、绿电交易、源网荷储协同等重点业务。
2026年7月136号文（发改价格〔2025〕136号《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》）实施满一周年。2026年1-6月国网经营区新能源上网电量同比增长6.9%，风、光综合上网电价总体平稳，改革通过首阶段压力测试。该文确立“场内全面参与市场+场外差价结算”机制，推动新能源上网电量全面进入电力市场、通过市场交易形成价格；截至2024年底风电和太阳能累计装机约14.1亿千瓦，占全国发电总装机约42%，已超过煤电。增量项目须拍卖竞价争取机制电量；华能建设现货辅助决策系统，国家能源集团将气象、功率和节点电价预测纳入人工智能模型，市场交易从辅助职能转向影响项目收益的核心职能。
2026年以来，新疆绿电交易电量累计突破160亿千瓦时，新疆绿色电力市场化交易规模持续扩大，绿电交易活跃度不断提升。
国家发改委发布第四监管周期省级电网输配电价通知，2026年8月1日起执行。华中电量电价0.0256元/千瓦时，江西容量电价0.0023元/千瓦时。江西工商业单一制电量电价上涨（不满1千伏涨0.0150元/千瓦时），新增110千伏及以上输配电价（0.1316、0.1166元/千瓦时）；工商业两部制电量电价下降（最大降幅0.0170元/千瓦时），容（需）量电价不变；省内上网环节线损率由4.21%调为3.68%，省间互济送省外电量按0.03元/千瓦时（含税）执行。电网企业每年5月底前报相关基础数据。
2026年5月，国家发改委、国家能源局联合印发《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〔2026〕688号），明确源荷匹配、并网运行、交易价格、计量结算等规则，覆盖零碳园区、产业集群、算力设施等场景。文章分析多用户绿电直连的现实意义：国家层面，“十四五”新能源装机年均新增约2.6亿千瓦，截至2025年底达18.4亿千瓦、占发电总装机近一半，但2025年全国新能源利用率同比降低2.3个百分点，消纳压力加大；用户层面，可满足钢铁、水泥、电解铝、多晶硅、数据中心等高耗能行业绿电消费要求，应对2026年1月1日实施的欧盟CBAM；发电层面，可对冲单一负荷波动，降低上网电量全面入市的收益风险。同时提醒项目经济性随现货市场全面运行可能减弱，需加强全生命周期规划与运营管理。
7月18日，南方区域电力交易机构发布十项禁令（2026年版）与市场服务十项承诺（2026年版），分别从十个方面划定从业红线、从十个维度作出服务承诺。承诺明确：注册申请7个工作日内完成审核反馈，实现“一地注册，全国共享”；信息披露及时率与准确率达100%；紧急缺陷24小时内解决；系统全年可用率不低于99.9%；投诉3个工作日内答复；常态化开展绿色电力交易，促进清洁能源充分消纳。
黑龙江电力交易中心日前发布2026年二季度跨区跨省电力电量交换计划执行情况。二季度省间联络线实际完成电量26.07亿千瓦时，完成率92.8%，其中跨省中长期交易22.60亿千瓦时、省间现货交易3.47亿千瓦时。上半年累计实际完成71.70亿千瓦时，完成率91.2%，省间现货交易达5.70亿千瓦时。6月省间现货交易2.11亿千瓦时，占当月实际送电量31.7%，明显高于二季度平均水平。
7月17日，甘肃电力交易中心统计显示，2026年上半年甘肃全省外送电量达458.43亿度，同比增长38.29%，创历史新高。甘肃依托“陇电入湘”“陇电入鲁”两条特高压直流通道向湖南、山东输送电能；通过省内22回750千伏省际联络线向陕西、青海、宁夏、新疆送电；首次采用“分时段、交直流双路径”模式向西藏送电，累计对藏送电106.92亿千瓦时，为全国首个对藏送电突破百亿千瓦时的省份；与购电省份签订电力交易合同41项。甘肃电力外送已覆盖全国26个省份，省内发电总装机12662.24万千瓦，新能源装机占比64.8%。
2026年7月16日，国家电网采购南方电网跨经营区电力现货交易达成，南方富余电力输送至江苏、浙江、四川等用电偏紧区域。全天最大输电电力191万千瓦，累计交易电量2791万千瓦时；晚峰最高电价412.8元/兆瓦时，晨间低谷最低302.3元/兆瓦时，全天平均电价351.8元/兆瓦时。此次交易标志着跨经营区现货交易实现两网互济全通道、全场景贯通，破除经营区壁垒，为全国统一电力市场建设提供示范。
7月16日，甘肃电力交易中心有限公司达成省内首笔小时级绿电交易，成交电量50兆瓦时，标志甘肃绿电交易实现小时级精准溯源新突破，为新能源电力消费与碳足迹核算精细对接奠定基础。该交易在北京电力交易有限公司统筹推动下完成，甘肃电力交易中心此前系统性推进市场机制优化、交易平台功能改造，明确小时级绿电与常规绿电协同机制，并向经营主体开展宣贯培训。下阶段，甘肃电力交易中心将全面推广小时级绿电交易，探索与碳市场有效衔接。
2026年7月16日，北京电力交易中心召开上半年电力市场交易信息发布会。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%；省间市场化交易2697笔、交易电量16374亿千瓦时，同比增长9.9%；6月15日起省间及重点省份中长期市场实现按自然日连续运营；云霄直流首次输电权试点交易97家主体申报，出清电量0.21亿千瓦时，通道全部满送；达成三峡、白鹤滩等大水电增送交易229亿千瓦时、四川攀西清洁能源外送69亿千瓦时、省间新能源增送835亿千瓦时。