8月10日，江苏电力交易中心公示2026年8月份江苏省月内绿色电力交易结果。根据公示结果，本次交易共有136家新能源发电企业、14家发电类虚拟电厂及1家一类用户、38家售电公司，共计189家经营主体参与绿电双边协商交易申报。
风电申报电量0.19亿千瓦时，光伏(含虚拟电厂聚合的分布式电源)申报电量0.48亿千瓦时，一类用户申报电量0.13亿千瓦时，售电公司申报电量0.54亿千瓦时。因部分交易买卖双方为同一经营主体，对应光伏0.00014亿千瓦时申报量为无效申报。
合计成交电量0.67亿千瓦时，加权均价409.42元/兆瓦时，其中绿色电力环境均价19.84元/兆瓦时。其中：风电成交0.19亿千瓦时，加权均价424.85元/兆瓦时，绿色电力环境均价26.49元/兆瓦时;光伏(含虚拟电厂聚合的分布式电源)成交0.48亿千瓦时，加权均价403.25元/兆瓦时，绿色电力环境均价17.19元/兆瓦时。分时成交量价情况详见附表1。
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内蒙古能源集团有限公司中标呼和浩特和林格尔、乌兰察布察哈尔两大绿电园区电力基础设施项目，总规划风电与光伏装机规模达667万千瓦。两项目均采用“增量配电网+绿电直供”模式，构建“源网荷储”一体化系统，分近、中、远三期推进。其中，和林格尔园区将新建及扩建多座220千伏变电站，配套建设输电线路，用电负荷由近期86万千瓦提升至远期320万千瓦；察哈尔园区同步实施变电站新建扩建与线路铺设，负荷从127万千瓦增至347万千瓦。所有新能源、储能及电网工程须于2026年底前启动建设，2027年底前完成并网及电力业务许可申领。（199字）
内蒙古能源集团有限公司成功中标和林格尔、察哈尔两大绿电园区电力基础设施项目。两个项目均采用“增量配电网+绿电直供”模式，构建“源网荷储”一体化绿色电力系统。其中，和林格尔园区规划分三期建设，将新建及扩建共8座220千伏变电站，新增变电容量3120兆伏安，配套建设风电、光伏及储能设施，用电负荷由近期86万千瓦提升至远期320万千瓦；察哈尔园区同样分三期推进，规划建设及扩建共9座220千伏变电站，新增变电容量3120兆伏安，负荷预计从127万千瓦增至347万千瓦。两项目均计划于2026年底前完成前期筹备并启动建设，2027年底前实现新能源与电网工程分批投运及并网，并取得电力业务许可证。
2023年上半年，新疆绿电交易电量达159.2亿千瓦时，接近去年全年总量的两倍，创历史新高。其中，区内交易99.8亿千瓦时，同比增长412%；跨省跨区交易59.4亿千瓦时，增长41%。这一成果依托于新疆新能源装机规模达1.73亿千瓦、占总装机超60%的坚实基础。区内构建了“年度+月度+月内”多层次交易体系，实行周度常态化开市与分时段精细化组织，以匹配新能源出力波动特性，并重点拓展钢铁、多晶硅、大数据中心等高载能产业绿色用电。跨区域方面，新疆利用东西部时差优势，精准对接吉林、江苏、浙江等地日间用电需求，扩大白天绿电外送，并推动长周期交易，提升跨省绿电资源配置效率。（199字）
本文介绍了国网山东公司发布的2026年6月电力市场运行情况。根据当月《电力市场信息“明白纸”》，风电与光伏发电的机制电价结算参考价分别为356.807元/兆瓦时和149.367元/兆瓦时，均创年内新高。文章聚焦于山东电力现货市场中可再生能源电价的阶段性表现，突出风、光两类电源在该月的结算价格水平及其在年度内的相对高位特征。数据由国网山东公司官方发布，反映当月新能源参与市场交易的实际价格导向，是研判区域新能源消纳、成本传导及市场机制运行的重要参考指标。
截至7月8日，新疆今年绿电交易电量达161.7亿千瓦时，为去年全年总量的2倍，其中省内交易102.3亿千瓦时（同比增长414%）、省间交易59.4亿千瓦时（同比增长41%），均创历史同期新高。依托新能源装机达1.73亿千瓦、占总装机超60%的资源优势，新疆构建“年度+月度+月内”多层次省内绿电交易体系，实行周度开市与24时段精细化组织，并面向钢铁、多晶硅等69家重点企业精准推广绿电应用，保障8项重大活动全绿电供应。同时，发挥东西部时差优势，对接吉林、江苏等地日间用电需求，扩大白天绿电外送，推动跨省PPA签约。目前省内与省间累计绿电交易分别折合减排二氧化碳约1268万吨和1213万吨。下一步将持续完善市场化消纳机制，助力能源绿色低碳转型。（199字）
江苏公布2026年7月电力集中竞价交易结果：本次交易共有233家发电企业（含发电类虚拟电厂）、265家售电公司（含负荷类虚拟电厂）、16家一类用户及国网江苏省电力有限公司参与申报，总申报电量达274.018亿千瓦时。最终221家发电企业、205家售电公司、11家一类用户及电网代理购电用户达成成交，总成交电量78.84亿千瓦时，加权均价为361.98元/兆瓦时（即0.36198元/度）。分电源类型看，光伏以0.33526元/度的加权均价成为报价最低的电源，显著低于火电（0.36247元/度）、风电（0.36314元/度）和核电（0.35156元/度）；虚拟电厂亦参与交易，发电类与负荷类分别成交少量电量。购电侧中，电网代理购电占比最高，达25.898亿千瓦时。
本文介绍了青海电力现货市场2024年5月结算试运行的关键数据。数据显示，实时市场日均出清电量为1.47亿千瓦时，其中光伏贡献最大，达0.76亿千瓦时，占总量的52%；风电、火电和储能分别占比28%、15%和5%。在出清价格方面，光伏最低，为85元/兆瓦时（即0.085元/千瓦时），风电为152元/兆瓦时，火电为161元/兆瓦时，发电侧加权平均出清均价为123元/兆瓦时；独立储能呈现充放电价差特征，价差为169元/兆瓦时。整体反映出青海新能源在电力现货市场中占据主导地位，且光伏因边际成本低而报价优势显著。（199字）
欧盟碳关税与央企供应链的双重压力，正在倒逼珠三角企业加速绿色转型。无论应对欧盟碳关税的绿电比例要求，还是满足央企供应链的碳合规审核，一个体系，帮您搞定绿电、降本、认证三大难题。每一度光伏发电都可追溯、可核查，直接用于欧盟碳关税申报、绿色工厂认定和央企供应链审核——让屋顶的阳光，变成合规的“碳资产”。欧盟碳关税没有缓冲期，央企供应链门槛只会更严。
记者从国家电投集团贵州金元股份有限公司获悉，5月8日，贵州金元黔西南新能源公司安龙县八坎河团结者孔光伏项目首次并网发电，为区域能源结构优化和绿色发展再添新支撑。该项目是贵州省2026年重大工程和重点项目之一，总装机容量400兆瓦，由团结、者孔两个200兆瓦光伏电站组成，共用一座220千伏升压站，是当前黔西南州单体容量最大光伏项目，预计年均发电量约5亿千瓦时。
5月6日，陕西电力交易中心发布2026年4月现货实时市场新能源出清加权均价。详情如下：汇总分析2-4月陕西省该数据走势如下：特征一：光伏价格持续低迷陕西3—4月光伏均价与传统燃煤基准电价反差悬殊。特征二：风电价格出现"V"型反转2月风电均价为187.37元/MWh，3月骤降至97.31元/MWh，4月反弹至130.556元/MWh。特征三：光伏从稳定转向微涨光伏价格2—3月基本持平于36元/MWh附近，4月小幅升至45.359元/MWh。
