生态环境部更新发电设施碳核算指南，碳氧化率由固定缺省值改为动态取值，购入电力排放核算内容全面删除。
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生态环境部：更新发电设施碳核算指南，碳氧化率改采动态数据库取值，删除购入使用电力排放核算
6 月 29 日，生态环境部办公厅印发《关于更新〈企业温室气体排放核算与报告指南 发电设施〉和〈企业温室气体排放核查技术指南 发电设施〉有关技术要求的通知》（环办气候函〔2026〕237 号），自 2026 年度起正式施行。
碳氧化率取值规则调整：燃煤、燃油、燃气碳氧化率不再采用固定缺省值，统一采用国家温室气体排放因子数据库中全国碳排放权交易市场发电行业重点排放单位相应碳氧化率排放因子。重点排放单位于每年 11 月 1 日起制定下一年度数据质量控制方案时，应采用截至当年 10 月 31 日最新版数据库中的相关排放因子。
核算边界调整：全文删除“购入使用电力排放”相关核算内容，原“购入使用电量”纳入辅助报告项。
核查要求细化：核查组需在报告中详细描述参数核查过程，包括文件查阅、数据交叉核对、现场问询及设施查验等；针对平台自动生成的燃煤碳氧化率缺省值，需确认其锅炉类型、海拔高度与企业实际相符。
政策速览
国家级：能源行业数据分类分级指南印发，千万级用户消费数据为重要数据，亿级为核心数据
6 月 30 日，国家能源局印发《能源行业数据分类分级指南（2026 年版）》，共 4 章 15 条。分级标准明确：1000 万个及以上电力用户消费原始数据定义为重要数据，1 亿个及以上定义为核心数据；部分重要能源设施精确地理坐标、实时控制指令亦列入重要和核心数据范畴。管理要求数据处理者编制并报送重要数据目录（重大变化 3 个月内重报），每年至少进行一次风险评估并报送省级能源主管部门，涉及重要数据出境须申请风险评估。
华北：京津唐电网电力中长期交易实施细则征求意见
7 月 2 日，国家能源局华北监管局发布关于征求《京津唐电网电力中长期交易实施细则》意见的函，细则覆盖京津冀地区中长期电能量交易的组织方式、品种、申报出清规则及结算方式等全流程。
四川：新能源就近消纳价格政策印发，容量制输配电价替代电量计费，自发自用比例设 60% 刚性下限
6 月 29 日，四川省发展改革委、省能源局印发通知，自 7 月 1 日起执行新政。推行容量制输配电价替代传统电量计费，项目内部自发自用电量免收电量型输配电费和系统备用费，仅外购下网电量缴纳系统运行费，2026 年平均负荷率暂按 45.93% 执行。消纳约束方面，新能源年自发自用电量占比不低于 60%；绿电自用量占总用电量比例不低于 30%，2030 年起新增项目提高至 35%。初期项目以“报量不报价”模式参与现货，成熟后转为报量报价。
陕西：现货市场实施细则（V1.0）等四项细则印发，用户侧可选“报量不报价”或“报量报价”参与现货
6 月 30 日，陕西电力交易中心转发省发展改革委印发的《陕西电力现货市场实施细则（V1.0）》等四项细则，涵盖现货电能量、省间现货购售电及零售市场交易。用户侧可选择“报量不报价”或“报量报价”方式参与；“多小时响应型”虚拟电厂可选“报量不报价”；同一市场化用户不得被售电公司与虚拟电厂同时代理。
海南：电力中长期市场实施细则（2026 年 V1.0 版）发布，年度执行“燃煤基准价 + 上下浮动”，月度上限 515.76 元/兆瓦时
6 月 25 日，海南电力交易中心发布新版实施细则。交易方式含双边协商和集中交易。价格机制上，年度交易执行“燃煤基准价 + 上下浮动”；月度及月内交易价格下限 0.001 元/兆瓦时、上限 515.76 元/兆瓦时；绿电交易中电能量价格与环境价值分别明确。中长期交易需分时段或带曲线申报，最小电量与价格单位均为 0.001。
青海：电力中长期市场日融合交易方案印发
6 月 30 日，青海电力交易中心转发省能源局工作方案，7 月 1 日起开展以能量块标准合约为标的的月内融合交易，实现电能量增量、合同转让等多个品种在同一序列中融合出清。
新疆：启动 2027 年度上半年增量新能源项目机制电价竞价，风电 79.84 亿千瓦时、太阳能 32.31 亿千瓦时，电价区间 0.150-0.262 元/千瓦时
6 月 30 日，国网新疆电力发布竞价公告。风电机制电量规模 79.84 亿千瓦时，太阳能 32.31 亿千瓦时，电价区间均为 0.150-0.262 元/千瓦时。规则要求主体申报唯一电量和电价，提交后不可更改；同集团不同项目报价不得相同；未申报者取消未来 3 年资格。单个项目申报上限为容量的 50%（风电按 1880 小时、太阳能按 1022 小时计算）。按价格优先边际出清，申报电量充裕度 125%，机制电价执行 10 年。延迟投产超 6 个月将取消投资方 3 年内竞价资格。
福建：电力市场现货交易实施细则第二次修订征求意见
7 月 3 日，国网福建电力调度控制中心发布通知，就《福建电力市场现货交易实施细则（2026 年修订版）》相关条款进行第二次修订意见征集，涉及交易组织、出清计算及结算规则调整。
广东：电力市场交易服务收费管理办法（2026 年版）发布，仅对批发交易双向收取手续费，注册费与年费暂不征收
7 月 1 日，广东电力交易中心发布新版收费管理办法。注册费和年费暂不征收，仅对批发交易双向收取交易手续费，零售侧暂不征收。常规中长期和现货电能量交易收费，可再生能源绿电、电网代理购电及辅助服务交易免征。收费对象涵盖发电企业、储能、虚拟电厂、售电公司及批发用户等，零售用户及作为价格接受者的新能源项目不收费。
海南：公布 2026 年度电网侧独立新型储能可开放容量，“十五五”总计可接入 6.51GW，2026 年 21 站点开放 1.8GW
7 月 1 日，海南省发展改革委联合海南电网公布数据。“十五五”期间总计可接入 650.75 万千瓦，剩余可开放 215 万千瓦。2026 年度安排 18 个市县、21 个推荐接入站点，年度可开放 180 万千瓦。项目原则上在站点 10 公里范围内选址，单站点串接不超过 3 个，优先以 110 千伏接入。
甘肃：修订西北区域电力并网运行管理实施细则，光伏风电 AVC 闭环时限由 30 日延长至 6 个月
6 月 30 日，甘肃能源监管办发布修订通知，自 7 月 1 日起执行。光伏、风电新投运场站与调控机构 AVC 系统闭环运行时限由 30 日内延长至 6 个月内。水电机组纳入细则管理的门槛由 50MW 及以上调整为 40MW 及以上。
浙江：市场监管领域推进“双碳”工作实施意见征求意见，2027 年完成 15 项标准
7 月 2 日，浙江省市场监督管理局发布征求意见稿，提出到 2027 年完成 15 项双碳核心标准制修订，建设 3 个以上省级碳计量中心，支持 200 家以上重点排放企业建立碳计量管理体系。
电网动态
国家电网：《服务新能源发展报告 2026》发布，2025 年新增新能源发电量 3634 亿千瓦时，占新增用电量 96%
7 月 2 日，国家电网发布报告显示，2025 年经营区新增新能源发电量 3634 亿千瓦时，占新增全社会用电量 96%；绿色电力交易电量 2174 亿千瓦时。报告从电源并网、电网建设、调度运行、市场交易、技术创新五个维度总结了服务成效。
国网华中分部：跨省电力应急调度管理办法印发，构建“中长期 + 现货 + 应急”三级互济调度体系
6 月 30 日，国网华中分部印发管理办法，构建“中长期 + 现货 + 应急”三级互济调度体系。常规缺口优先开展省间中长期及日前日内现货交易，极端缺口启动跨省应急支援，明确调用流程和补偿标准，保障华中四省迎峰度夏备用共享。
两网合计 263 项迎峰度夏重点工程全面建成，国网 168 项，南网 95 项
截至 6 月 30 日，两网迎峰度夏重点工程集中投运。国家电网 168 项工程全部按期建成，涉及线路 3767 公里、变电容量 3970 万千伏安，总投资 249 亿元。南方电网 95 个工程投产见效，其中广东 27 项主网工程全部建成，云南 500 千伏德茂智能变电站投运，年外送清洁电能 33.3 亿千瓦时。
行业要闻
江西电力现货市场首轮结算试运行收官
6 月 29 日，江西电力现货市场首轮结算试运行结束。省内全部统调火电、百余家新能源场站、电化学储能电站及售电主体全员参与，标志着江西建成中长期、现货、辅助服务协同运行的完整电力市场体系。
1-5 月全国电力市场交易电量 30573 亿千瓦时，同比增长 24.8%
6 月 29 日，国家能源局发布数据：2026 年 1-5 月累计交易电量 30573 亿千瓦时，同比增长 24.8%。其中省内交易 24361 亿千瓦时（+28.5%），跨省跨区交易 6212 亿千瓦时（+12.2%）；现货交易 3779 亿千瓦时，绿电交易 1364 亿千瓦时（+3.9%）。
5 月绿证核发 3.58 亿个，可交易占比 60.41%
6 月 30 日，国家能源局发布 5 月绿证数据：当月核发 3.58 亿个，涉及项目 125.69 万个，其中可交易绿证 2.16 亿个（占比 60.41%）。全国交易绿证 3388 万个，其中绿色电力交易绿证 741 万个。
复旦 7 月碳价指数：CEA/CCER 全面上涨，绿证集中式 6 元/个
6 月 29 日，复旦大学可持续发展研究中心公布 7 月碳价指数。全国碳排放配额（CEA）和核证自愿减排量（CCER）价格指数全面上涨。市场预期 7 月交易的 2026 年生产集中式项目绿证价格为 6 元/个，分布式项目 5.83 元/个。
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