附件 省间电力现货交易规则 2026 年4 月 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
目 录 1 总则....................................................................................................10 1.1 编制依据.........................................................................................10 1.2 编制原则.........................................................................................10 1.3 适应范围.........................................................................................11 2 市场成员管理....................................................................................12 2.1 市场成员.........................................................................................12 2.2 市场成员权利义务.........................................................................12 2.2.1 发电企业权利义务......................................................................12 2.2.2 电网企业权利义务......................................................................12 2.2.3 售电公司权利义务......................................................................13 2.2.4 电力用户权利义务......................................................................13 2.2.5 新型经营主体权利义务............................................................. 14 2.2.6 国调中心及网调职责..................................................................14 2.2.7 省级调度机构职责......................................................................15 2.2.8 北京电力交易中心职责............................................................. 15 2.2.9 省（区、市）电力交易机构职责............................................. 16 2.3 市场注册与退出.............................................................................16 2.3.1 市场注册......................................................................................16 2.3.2 市场退出......................................................................................16 3 交易组织............................................................................................18 3.1 交易品种.........................................................................................18 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
3.2 交易路径.........................................................................................18 3.2.1 交易节点......................................................................................18 3.2.2 交易路径......................................................................................18 3.3 输电价格和网损.............................................................................18 3.3.1 输电价格......................................................................................19 3.3.2 输电网损......................................................................................19 3.4 出清机制.........................................................................................19 3.4.1 出清方式......................................................................................19 3.4.2 出清流程......................................................................................19 3.4.3 参数设置......................................................................................20 3.5 其他限定条件.................................................................................21 4 日前现货交易....................................................................................22 4.1 日前现货交易组织周期.................................................................22 4.2 日前现货交易准备.........................................................................22 4.2.1 预出清（预计划）......................................................................22 4.2.2 交易前信息公告..........................................................................22 4.2.3 交易申报......................................................................................23 4.3 日前现货交易出清.........................................................................24 4.3.1 电力和价格折算方法..................................................................25 4.3.2 集中竞价出清..............................................................................26 4.3.3 出清边际价格计算......................................................................29 4.4 安全校核.........................................................................................29 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
4.5 出清结果管理.................................................................................30 4.6 日前现货交易结果发布.................................................................30 4.7 日前现货交易流程.........................................................................31 4.7.1 预计划下发..................................................................................31 4.7.2 交易前信息公告..........................................................................31 4.7.3 省内预计划..................................................................................31 4.7.4 交易申报......................................................................................31 4.7.5 省间现货交易出清及跨区发输电计划编制.............................32 4.7.6 省间联络线计划编制..................................................................32 4.7.7 省内发电计划编制......................................................................32 5 日内现货交易....................................................................................33 5.1 日内现货交易组织周期.................................................................33 5.2 日内现货交易准备.........................................................................33 5.2.1 交易前信息公告..........................................................................33 5.2.2 交易申报......................................................................................34 5.3 日内现货交易出清.........................................................................35 5.3.1 电力和价格折算..........................................................................35 5.3.2 集中竞价出清..............................................................................35 5.3.3 出清边际价格计算......................................................................35 5.4 安全校核.........................................................................................35 5.5 出清结果管理.................................................................................35 5.6 日内现货交易结果发布.................................................................35 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
5.7 日内现货交易流程.........................................................................35 5.7.1 交易前信息公告..........................................................................36 5.7.2 交易申报......................................................................................36 5.7.3 省间交易出清及跨区发输电计划下发..................................... 37 5.7.4 省间联络线计划下发..................................................................37 5.7.5 省内发电计划编制......................................................................37 6 交易执行与偏差处理........................................................................38 6.1 跨省区联络线计划安排优先级.................................................... 38 6.2 偏差处理.........................................................................................38 6.2.1 省内发电企业偏差处理............................................................. 38 6.2.2 直调发电企业偏差处理............................................................. 38 6.2.3 售电公司与电力用户偏差处理................................................. 39 6.2.4 输电方偏差处理..........................................................................39 7 计量方法与结算原则........................................................................40 7.1 交易计量.........................................................................................40 7.1.1 计量装置设置..............................................................................40 7.1.2 计量数据......................................................................................41 7.1.3 计量责任......................................................................................41 7.1.4 抄表管理......................................................................................41 7.2 结算原则.........................................................................................41 7.2.1 结算周期......................................................................................41 7.2.2 结算依据.......................................................................................42 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
7.3 结算方法.........................................................................................43 8 市场风险防控....................................................................................45 8.1 风险干预.........................................................................................45 8.1.1 风险干预启动条件......................................................................45 8.1.2 风险干预措施..............................................................................45 8.1.3 风险干预流程..............................................................................46 8.2 市场中止.........................................................................................46 8.2.1 市场中止启动条件......................................................................47 8.2.2 市场中止措施..............................................................................47 8.2.3 市场中止流程..............................................................................47 9 信息披露............................................................................................49 9.1 信息披露管理.................................................................................49 9.2 信息分类.........................................................................................49 9.2.1 公众信息......................................................................................49 9.2.2 公开信息......................................................................................49 9.2.3 特定信息......................................................................................50 9.3 其他.................................................................................................50 10 合同管理..........................................................................................51 11 免责条款..........................................................................................52 12 规则管理..........................................................................................53 12.1 拟定与发布...................................................................................53 12.2 规则补充与修订...........................................................................53 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
12.2.1 规则紧急补充............................................................................53 12.2.2 规则修订....................................................................................53 13 附则..................................................................................................54 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
1 总则 1.1 编制依据 为落实《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干 意见》（中发〔2015〕9 号）、《国务院办公厅关于完善全国统一 电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4 号）等文件精神， 充分利用省间通道输电能力，促进资源大范围优化配置和可再生能 源大范围消纳，规范开展省间电力现货交易，制定本规则。 1.2 编制原则 本规则所称省间电力现货交易，主要是指在落实省间中长期交 易基础上，利用省间通道剩余输电能力，开展省间日前、日内电能 量交易。省间电力现货交易为实物交易。 省间电力现货交易规则编制遵循以下原则： a) 确保电网安全运行。以确保电网安全稳定运行为前提，市 场设计充分考虑与现有电网运行管理体系和安全管理措施有效衔 接。 b) 落实国家能源战略。体现国家能源发展战略，利用跨省跨 区输电通道，通过市场化手段开展电力余缺互济、促进清洁能源大 范围消纳，推动构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、 灵活智能的新型电力系统，助力实现碳达峰、碳中和。 c) 发挥市场配置作用。构建竞争有序的电力市场体系，充分 发挥市场在资源配置中的决定性作用，促进能源资源在全国范围内 优化配置，提升市场效率与效益，助力全国统一电力市场建设。 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
1.3 适应范围 省间电力现货交易由国家电力调度控制中心（以下简称国调中 心）和区域电力调度控制中心（以下简称网调）负责组织运营，省 级电力调度控制中心（以下简称省调）和电力交易机构按职责分工 配合工作，在国家电网有限公司和内蒙古电力有限责任公司等覆盖 范围内开展交易。 有关单位按照《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》及实 施细则等文件要求，组织参与省间电力现货交易。 参与省间电力现货交易的所有市场成员，须遵守本规则。 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
2 市场成员管理 2.1 市场成员 市场成员包括经营主体、电网企业和市场运营机构，其中经营 主体包括发电企业、售电公司、电力用户、新型经营主体，市场运 营机构包括国调中心、网调、省调和北京电力交易中心、省（区、 市）电力交易机构。加快健全相关配套政策机制，推动符合政策条 件的发电企业、售电公司、电力用户参与省间电力现货交易，优先 鼓励有绿色电力需求的用户与新能源发电企业参与省间电力现货 交易。 2.2 市场成员权利义务 各类参与省间电力现货交易的经营主体公平参与市场竞争，公 平承担偏差结算和不平衡资金。 2.2.1 发电企业权利义务 a) 按规则参与省间电力现货交易，签订和履行市场交易合同。 b) 公平获得输电服务和电网接入服务。 c) 公平获得市场运营相关信息。 d) 按规定披露和提供企业信息。 e) 执行并网调度协议，服从电力调度机构的统一调度，按规 定提供辅助服务。 f) 法律法规所赋予的其他权利和义务。 2.2.2 电网企业权利义务 a) 保障电网设施的安全稳定运行。 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
b) 为经营主体提供公平的输配电服务和电网接入服务。 c) 代理暂未直接参与省间电力现货交易的电力用户以报量报 价方式参与省间电力现货交易。代理参与省间电力现货交易购电的 量价申报原则，可由地方政府主管部门确定。 d) 为经营主体提供计量、抄表、收付费等各类市场服务。 e) 负责省间电力现货交易电费结算，按规定收取输配电费用， 代国家收取政府性基金及附加等。 f) 省间电力现货交易的收支明细实施专账管理，接受政府主 管部门的监管。 g) 按规定披露和提供市场信息，承担保密义务和责任。 h) 法律法规所赋予的其他权利和义务。 2.2.3 售电公司权利义务 a) 按规则参与省间电力现货交易，签订和履行市场交易合同。 b) 公平获得输配电服务，拥有配电网的售电公司应向其他经 营主体提供公平的配电服务。 c) 公平获得市场运营相关信息。 d) 按规定披露和提供信息。 e) 具备参与电力现货交易所需的计量、申报条件。 f) 法律法规所赋予的其他权利和义务。 2.2.4 电力用户权利义务 a) 按规则参与省间电力现货交易，签订和履行市场交易合同。 b) 公平获得输配电服务和电网接入服务。 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
c) 公平获得市场运营相关信息。 d) 按规定披露和提供信息。 e) 具备参与电力现货交易所需的计量、申报条件。 f) 服从电力调度机构的统一调度，在系统特殊运行状况下（如 重大电网故障等），按电力调度机构要求安排用电。 g) 法律法规所赋予的其他权利和义务。 2.2.5 新型经营主体权利义务 a) 按规则参与省间电力现货交易，签订和履行市场交易合同。 b) 公平获得输配电服务和电网接入服务。 c) 公平获得市场运营相关信息。 d) 按规定披露和提供信息。 e) 具备参与电力现货交易所需的计量、申报条件。 f) 服从电力调度机构的统一调度。 g) 法律法规所赋予的其他权利和义务。 2.2.6 国调中心及网调职责 a) 负责组织省间电力现货交易，负责建设、运行、维护和管 理省间电力现货交易技术支持系统。 b) 负责按调管范围开展安全校核。 c) 负责向相关调度机构下发直调系统发输电预计划。 d) 按规定披露省间电力现货交易相关信息，将披露信息推送 至电力交易信息披露平台。 e) 负责省间电力现货交易出清，并向相关调度机构下发出清 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
结果。 f) 根据省间电力现货交易出清结果，编制并下发直调系统发 输电计划。 g) 负责向相关电力交易机构提供省间电力现货交易出清结 果、执行情况等信息。 h) 法律法规所规定的其他权利和义务。 2.2.7 省级调度机构职责 a) 负责建设、运行、维护和管理本地省间电力现货交易技术 支持系统终端。 b) 负责按调管范围开展安全校核。 c) 负责组织省内市场预出清或预计划。 d) 按规定披露和提供输变电设备检修、机组检修、省内重要 断面可用输电容量参考值等信息。 e) 负责组织省内经营主体参与省间电力现货交易。 f) 负责向相关电力交易机构提供省间电力现货交易出清结 果、执行情况等信息。 g) 法律法规所规定的其他权利和义务。 2.2.8 北京电力交易中心职责 负责国家电网经营范围内以下业务职责： a) 负责经营主体的注册管理、信息变更和退出等相关服务。 b) 负责经营主体的交易申报及信息发布，负责建设、维护和 管理省间电力现货交易申报及发布功能。 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
c) 负责向经营主体、电网企业出具省间电力现货交易结算依 据，提供相关服务。 d) 法律法规所规定的其他权利和义务。 2.2.9 省（区、市）电力交易机构职责 a) 负责经营主体注册、信息变更和退出等相关服务。 b) 负责省内经营主体的交易申报及信息发布。 c) 配合北京电力交易中心开展信息披露有关工作。 d) 配合北京电力交易中心开展电力交易结算有关工作。 e) 法律法规所规定的其他权利和义务。 2.3 市场注册与退出 2.3.1 市场注册 经营主体可在任一电力交易机构注册，一地注册、全国共享。 经营主体参与省间电力现货交易需满足以下条件： a) 经营主体已在电力交易机构完成市场注册手续，并需具备 电量分时计量要求。 b) 经营主体在参与省间电力现货交易前需阅知《省间电力现 货交易风险提示书》，并签订《省间电力现货交易承诺书》（电子 承诺书内容包括买卖双方的权利与义务、不可抗力、争议解决、调 整和违约、特别约定等）。 c) 满足政府主管部门其他相关政策要求。 2.3.2 市场退出 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
2.3.2.1 退出条件 除不可抗力外，经营主体参与交易申报后，在相应交易周期完 成前原则上不得退出。 经营主体存在以下行为时，市场运营机构应及时向政府主管部 门汇报： a) 经营主体违反国家有关法律法规和产业政策规定。 b) 发生重大违约行为。 c) 恶意扰乱市场秩序。 d) 未履行定期信息披露义务。 e) 拒绝接受监督检查。 f) 拒绝缴纳或拖欠电费。 g) 无正当理由，拒不执行调度指令。 2.3.2.2 退出程序 退出省间电力现货交易的经营主体，应妥善处理现货交易相关 事宜，由市场运营机构按规定进行注销，并向社会公示。 经营主体退出市场后，停止其所有省间电力现货交易活动。强 制退出的经营主体，1 年内不得参与省间电力现货交易。 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
3 交易组织 3.1 交易品种 省间电力现货的交易品种为卖方发电企业与买方电网企业、发 电企业（初期包括火电、水电、新能源、核电）、售电公司、电力 用户、新型经营主体之间进行的电能量交易。 3.2 交易路径 3.2.1 交易节点 在省间电力现货交易中，一般情况下1 个省为1 个交易节点。 当省内出现严重阻塞，且该阻塞相对频繁发生时，可定义多个交易 节点。 国调中心、网调直调机组按照批复的电力消纳方式确定其所属 交易节点，省内消纳的机组纳入省内交易节点，跨省消纳的机组可 设为独立交易节点。 同一省内的经营主体（不包含跨省消纳的机组）之间，不允许 开展省间电力现货交易。 3.2.2 交易路径 交易路径由卖方节点和买方节点之间的跨省区交直流输电通 道和省内重要输电通道顺序链接形成。同一交易路径不重复经过同 一交易节点。 任意一对卖方、买方节点间可选择多条交易路径开展交易，优 先选择节点间输电价格（含网损折价）最低的交易路径开展交易。 3.3 输电价格和网损 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
3.3.1 输电价格 输电价格是顺序链接形成交易路径的各跨省区交直流输电通 道和各省内相关输电通道的输电价格之和。 上述输电价格按政府主管部门核定价格执行，原则上按照实际 输送量收取输电费。省间电力现货交易涉及跨省跨区专项工程的按 照实际物理计量电量进行结算，省间电力现货交易涉及区域共用电 网无法按物理电量准确计量的，可按实际交易电量收取输配电费， 输配电价执行国家相关政策，并报国家发展改革委、国家能源局备 案。 3.3.2 输电网损 省间电力现货交易输电网损包括顺序链接形成交易路径的各 跨省区交直流输电通道和各省内相关输电通道的输电网损。 网损率按政府主管部门核定标准或备案标准执行。 输电价格已包含网损的，不再另行收取。 3.4 出清机制 3.4.1 出清方式 省间电力现货交易采用集中竞价的出清方式。 3.4.2 出清流程 交易出清按照以下流程开展： a) 买方经营主体在所在节点申报分时“电力-价格”曲线，考 虑所有交易路径的输电价格和输电网损后，逐一折算到卖方节点。 其中，经营主体参与省间电力现货市场购电时，在买方节点的申报 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
价格向卖方节点折算时，统一计入买方节点所在区域电网的输电价 格和网损。 b) 在卖方节点，卖方经营主体报价按照从低到高排序，买方 经营主体折算后价格从高到低排序。 c) 按照买卖双方价差递减的原则依次出清，价差最大的交易 对优先成交，直至价差小于零或节点间交易路径可用输电容量等于 零。存在多个价差相同的交易对时，成交电力按照交易申报电力比 例进行分配。 d) 每成交一笔交易后，扣除该交易路径可用输电容量以及买 卖双方对应的申报量。 e) 卖方节点最后一笔成交交易对中买方折算后价格与卖方申 报价格的平均值为该卖方节点的出清价格。 f) 卖方节点价格叠加输电价格（含输电网损折价）为买方节 点对应相应路径的出清价格。 3.4.3 参数设置 为保证电网安全运行，满足输变电设备运行控制要求，需要在 出清过程中对相关参数进行设置。参数设置需满足以下要求： a) 按时段对每条交易路径成交结果进行数据精度设置，对交 易路径中所有跨省区联络线的售电侧出清电力进行取整（直接舍弃 小数位）。 b) 各跨省区联络线相邻时段的输电功率变化幅度不超过600 兆瓦（为保障市场出清效率允许±10 兆瓦的约束松弛）；在市场出 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
清时间内，当出现联络线成交量不满足爬坡约束时，按爬坡约束重 新进行出清计算。 3.5 其他限定条件 同一交易时段，经营主体是否可以买入或卖出电能，需根据以 下情况进行界定： a) 同一经营主体在同一时刻不可同时作为买方、卖方参与交 易。 b) 交易节点内部平衡紧张时，节点内部卖方经营主体不得在 省间电力现货交易中卖出电能。 c) 交易节点内部存在交流断面越限等电网安全稳定风险时， 节点内部相关的发电企业不得在省间电力现货交易中买入电能。 d) 对于电力平衡是否紧张的判定方法，由各地方政府主管部 门确定或由各省调报地方政府主管部门确认同意。 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
4 日前现货交易 4.1 日前现货交易组织周期 市场运营机构按日组织省间日前现货交易，交易周期覆盖D 日 （未来24 小时）。 每个交易日从00:15 至24:00，每15 分钟设为一个时段，交易 日共分96 个时段。 4.2 日前现货交易准备 4.2.1 预出清（预计划） 国调中心、网调从相关电力交易机构获取省间中长期电力交易 曲线。 国调中心D-2 日编制D 日96 时段直调系统发输电预计划（D 日为运行日，下同）。 网调D-2 日编制D 日96 时段调管范围内省间联络线及直调机 组发输电预计划。 省内现货市场运行期间，相应省调在D-1 日开展D 日96 时段 省内预出清。省内现货市场未运行期间，相应省调在D-1 日编制D 日96 时段预计划。 4.2.2 交易前信息公告 按照《电力市场信息披露基本规则》（国能发监管〔2024〕9 号）要求，以及向国家能源局及其派出机构报备的信息披露内容， 由电力调度机构负责披露检修计划、电网安全约束等省间日前现货 交易所需相关信息。 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
4.2.3 交易申报 省内经营主体通过电力交易平台省内功能申报分时“电力-价 格”曲线，国调中心、网调直调机组可通过电力交易平台省间功能 或省内功能申报“电力-价格”曲线。卖方申报上网侧电力和价格， 买方申报落地侧电力和价格。 4.2.3.1 经营主体申报数据基本要求 经营主体申报的分时“电力-价格”曲线应满足如下基本要求： a) 每一交易时段（15 分钟）可申报的分段曲线最多为5 段。 b) 卖方经营主体申报的分段曲线要求为单调非递减曲线。 c) 买方经营主体申报的分段曲线要求为单调非递增曲线。 d) 申报电力最小单位为1 兆瓦，申报价格最小单位为1 元/ 兆瓦时。 e) 经营主体最低申报价格，原则上参照上年度省间电力现货 市场覆盖范围内各省省内现货市场正式申报价格下限的最低值确 定并及时调整。 f) 经营主体最高申报价格，参照上年度省间电力现货市场覆 盖范围内各省省内现货市场正式申报价格上限的最高值的2 倍确定 并及时调整。 4.2.3.2 卖方经营主体申报数据要求 卖方经营主体申报的分时“电力-价格”曲线除满足4.2.3.1 节 的基本要求外，还需满足： a) 火电和核电发电企业售电申报电力不得超过其实际发电能 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
力与预出清（预计划）之差，预出清（预计划）中未安排开机的机 组不得申报电力。 b) 可再生能源企业售电申报电力不得超过其预测出力与预出 清（预计划）之差。 4.2.3.3 买方经营主体申报数据要求 买方经营主体申报的分时“电力-价格”曲线除满足4.2.3.1 节 的基本要求外，还需满足： a) 售电公司、电力用户购电申报电力不得超过其所代理用户 或自身用电负荷的最大值。 b) 发电企业购电申报电力不得超过其省内预出清（预计划） 出力与最小技术出力之差。 4.2.3.4 申报数据管理 经营主体申报数据应满足规定要求，由电力交易平台根据要求 自动进行初步审核，初步审核不通过的不允许提交。 省调在数据上报前对经营主体申报量进行预校核，保证交易节 点内部电能申报量可送出或受入。 网调对区域内各交易节点和直调发电企业申报量进行预校核， 保证区域内电能申报量可执行。 预校核不通过的交易申请，按照价格优先的原则调减。当价格 相同时，按照申报电力等比例调减，直至通过预校核。 4.3 日前现货交易出清 国调中心、网调依托省间电力现货交易技术支持系统组织省间 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
Õ = - = N m m ) 1( coe r å Õ = = úû ù êë é - ´ = N r r m coe Pt m m ) 1( price r , , , , coe power power t j t j 买电 卖 买电 = 日前现货交易出清，出清机制与3.4 节一致。 4.3.1 电力和价格折算方法 将买方经营主体在买方节点申报的电力和价格按照所有可用 交易路径，依如下公式折算到卖方节点： 折算到卖方节点的买方经营主体价格=买方经营主体报价-输电 价格（含输电网损折价）。 折算到卖方节点的买方经营主体电力=买方经营主体申报电力/ （1-线路网损率）。 coe t j t j price - coe price price , , , , ´ = 买电 卖 买电 其中： t j, , power 买电 为买方经营主体j 在t 时段的申报电力； 卖 买电 t j , , power 为买方经营主体j 在t 时段申报电力折算到卖方节点 的电力； t j , , price 买电 为买方经营主体j 在t 时段的申报价格； 卖 买电 t j , , price 为买方经营主体j 在t 时段申报价格折算到卖方节点 的价格； coe 为折算参数； 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
coe price 为中间折算变量； m为交易路径中跨区通道、省间联络线或区域共用电网的序号； m r 为交易路径中自卖方节点至买方节点的第m 段跨区通道、 省间联络线或区域共用电网的输电网损率； m Pt 为交易路径中自卖方节点至买方节点的第m 段跨区通道、 省间联络线或区域内共用电网的输电价格； N 为交易路径中跨区通道、省间联络线或区域内共用电网的总 个数。 4.3.2 集中竞价出清 集中竞价出清按照以下流程开展： a) 买方经营主体在所在节点申报分时“电力-价格”曲线，考 虑所有交易路径的输电价格和输电网损后，逐一折算到卖方节点。 b) 在卖方节点，卖方经营主体报价按照从低到高排序，买方 经营主体折算后价格从高到低排序。 c) 按照买卖双方价差递减的原则依次出清，价差最大的交易 对优先成交，直至价差小于零或节点间交易路径可用输电容量等于 零。 t i t j t j i , , , , , , price price price 卖电 卖 买电 交易对 - = D - 其中： t j i , , price - D 交易对 为折算到卖方节点的买方经营主体j 与卖方经营 主体i 撮合的交易对在t 时段的价差； 卖 买电 t j, , price 为买方经营主体j 在t 时段申报电价折算到卖方节点 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
å = ´ = SG t t k t k t k r ,r, , , , , , , power power power power 申报买电 申报买电 申报卖电 分配卖电 å = ´ = SS r t r t k t k t k , , , , , , , , power power power power 申报卖电 申报卖电 申报买电 分配买电 的价格； t i, , price 卖电 为卖方经营主体i 在t 时段的申报价格。 d) 存在价差相同的多个交易对时，按照申报电力比例分配交 易对中的卖方节点送出需求和买方节点受入需求。 交易对中卖方节点的送出需求分配：按照卖方节点在全部价差 相同交易对中涉及的各个买方节点申报电力的比例，对该卖方节点 申报电力进行分配，形成该交易节点外送各买方节点的电力。 其中： t k, , power 分配卖电 为交易对k 在t 时刻的分配卖方电力； t k, , power 申报卖电 为交易对k 在t 时刻的申报卖方电力； t k, , power 申报买电 为交易对k 在t 时刻的申报买方电力； SG为价差相同且卖方经营主体相同的交易对对数。 交易对中买方节点的受入需求分配：按照买方节点在全部价差 相同交易对中涉及的各个卖方节点申报电力的比例，对该买方节点 申报电力进行分配，形成该交易节点受入各卖方节点的电力。 其中： t k, , power 分配买电 为交易对k 在t 时刻的分配买方电力； t k , , power 申报买电 为交易对k 在t 时刻的申报买方电力； 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
t l t l t k t k T T , , , , , , , power power 待成交 可用输电 调整后 ´ = t k , , power 申报卖电 为交易对k 在t 时刻的申报卖方电力； SS 为价差相同且买方经营主体相同的交易对对数。 e) 每个交易对中卖方节点送出电力和买方节点受入电力中较 小的值为该交易对在卖方节点的成交电力。 { } t k t k t k , , , , , power , power min power 分配卖电 分配买电 = 其中： t k, power 为交易对k 在t 时刻的成交电力； t k, , power分配买电 为交易对k 在t 时刻的分配买方电力； t k, , power分配卖电 为交易对k 在t 时刻的分配卖方电力。 f) 考虑跨省区联络线输电容量对成交电力校验调整。若相关 交易对的成交电力超出某一跨省区联络线或输电断面的可用输电 容量，则按比例缩减相关交易对的成交电力，形成各交易对在对应 跨省区联络线及输电断面上的成交电力。 其中： l 为t 时刻越限最严重的跨省区联络线或输电断面； t l T , , 可用输电 为跨省区联络线或输电断面l 的可用输电容量； t l T , , 待成交 为跨省区联络线或输电断面l 在t 时刻的待成交电力； t k, power 为交易对k 在t 时刻调整前成交电力； t k, , power调整后 为交易对k 在t 时刻调整后成交电力。 g) 每成交一笔交易后，扣除该交易路径可用输电容量以及买 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
卖双方对应的申报量。 h) 剩余的买方经营主体申报量再次折算到卖方节点，与卖方 经营主体剩余申报量进行集中竞价出清。 i) 买卖双方在市场内依次出清，直至买方经营主体或卖方经 营主体申报电力全部成交，或买卖双方价差为负，或买卖双方可成 交节点间交易路径无可用输电容量，交易结束。 4.3.3 出清边际价格计算 出清边际价格按照以下方法计算： a) 卖方节点最后一笔成交交易对中买方折算后价格与卖方申 报价格的平均值为该卖方节点的边际价格。 5.0 ) price price ( price , , , , ´ + = t t t i 最后卖电 卖 最后买电 边际电价 其中： t i, , price 边际电价 为卖方经营主体i 的出清边际价格； 卖 最后买电 t, price 为卖方节点最后一笔成交交易对的买方报价折算 到卖方节点的价格； t, price 最后卖电 为卖方节点最后一笔成交交易对的卖方报价。 b) 卖方节点价格叠加交易路径的输电价格（含输电网损折价） 为买方节点对应相应路径的出清价格。 c) 买卖双方经营主体在竞价出清过程中成交的电力按照上述 买卖节点结算价格结算。 4.4 安全校核 国调中心、网调、省调按各自调管范围确定通道可用输电能力 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
或断面限额，省间电力现货交易出清过程闭环考虑通道安全约束。 省间电力现货交易结果发布后，因电网运行边界变化导致网 调、省调安全校核未通过，按照灵敏度由高到低顺序，取消相关省 间电力现货交易，消除设备越限，出清边际电价不变。 4.5 出清结果管理 出清结果在省内采用以下执行方式： a) 省内现货市场运行期间，省间电力现货交易卖方成交结果 作为送端关口负荷增量参与省内现货市场出清结算，买方成交结果 作为受端关口电源参与省内现货市场出清。 b) 发电企业参与省间电力现货购电替代自身在省内发电合同 安排，条件成熟省份可放开相关限制条件，其他地区初期（为防范 发电企业间利益调整过大）买入电能量的发电企业可按照省间电力 现货成交结果从高到低扣减发电能力后再参与省内现货市场。 c) 省内现货市场未运行期间，卖出电能量的发电企业按照省 间电力现货成交结果增加发电份额，买入电能量的发电企业按照省 间电力现货成交结果扣减发电份额，买入电能量的售电公司和电力 用户相应扣除其省内购电需求。 4.6 日前现货交易结果发布 按照《电力市场信息披露基本规则》相关要求，以及向国家能 源局及其派出机构报备的信息披露内容，由电力调度机构负责开展 日前市场各时段出清电价、出清电量等日前现货市场出清后信息的 披露工作。 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
4.7 日前现货交易流程 4.7.1 预计划下发 D-2 日14:00-15:30，国调中心基于跨区中长期交易结果，考虑 电网安全运行需要，编制并下发跨区通道及直调机组D 日96 时段 预计划。 D-2 日15:30-17:00，网调基于跨区通道、直调机组预计划和省 间中长期交易结果，考虑电网安全运行需要，编制并下发省间联络 线及直调机组D 日96 时段预计划。 4.7.2 交易前信息公告 D-1 日8:45 前，电力调度机构向经营主体披露检修计划、电网 安全约束等日前现货交易所需相关信息。 4.7.3 省内预计划 D-1 日8:45-9:45，经营主体申报参加省内市场（电力现货市场 运行期间）的分时“电力-价格”曲线。 D-1 日9:45-10:30，省内现货市场运行期间，相应省调开展省 内日前现货市场预出清；省内现货市场未运行时，省调应开展省内 预计划编制。各单位根据预出清或预计划结果将机组预计划、负荷 预测等七大类数据上报至国调中心、网调。 D-1 日11:00 前，省调将省内预出清或预计划结果、省内电力 平衡裕度和可再生能源富余程度提交至电力交易机构，并向相关经 营主体发布。 4.7.4 交易申报 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
D-1 日11:00-11:30，经营主体申报省间电力现货交易分时“电 力-价格”曲线。 D-1 日11:30-11:45，网调、省调对经营主体申报数据进行合理 性校验，保证节点内部电能申报量可送出或受入，并将经营主体报 价曲线上报至国调中心。 电力调度机构对其直调发电企业的申报量进行预校核，保证电 能申报量可执行。 4.7.5 省间现货交易出清及跨区发输电计划编制 D-1 日11:45-12:30，国调中心和网调组织省间日前现货交易集 中出清，形成考虑安全约束的省间日前现货交易出清结果，经安全 校核通过后，将包含省间日前现货交易结果的跨区发输电日前计划 下发至相关电力调度机构和经营主体。 4.7.6 省间联络线计划编制 D-1 日12:30-14:30，网调组织开展区域内省间辅助服务交易、 区域内省间电力互济交易，并将交易结果和省间联络线计划下发至 相关电力调度机构和经营主体。 4.7.7 省内发电计划编制 D-1 日14:30-17:30，省调根据上级电力调度机构下发的联络线 计划，编制省内日前发电计划或组织省内日前现货交易及辅助服务 交易。电力交易机构向市场成员发布市场出清结果。 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
5 日内现货交易 5.1 日内现货交易组织周期 日内以1 小时或2 小时为一个固定交易周期组织省间日内现货 交易，具体采用的方式以交易公告为准。固定交易周期的时段划分 如下： a) 以1 小时为一个固定交易周期，分别为0:15 至1:00、1:15 至2:00、2:15 至3:00、3:15 至4:00、4:15 至5:00、5:15 至6:00、6:15 至7:00、7:15 至8:00、8:15 至9:00、9:15 至10:00、10:15 至11:00、 11:15 至12:00、12:15 至13:00、13:15 至14:00、14:15 至15:00、15:15 至16:00、16:15 至17:00、17:15 至18:00、18:15 至19:00、19:15 至 20:00、20:15 至21:00、21:15 至22:00、22:15 至23:00、23:15 至24:00， 合计24 个固定交易周期。 b) 以2 小时为一个固定交易周期，分别为0:15 至2:00、2:15 至4:00、4:15 至6:00、6:15 至8:00、8:15 至10:00、10:15 至12:00、 12:15 至14:00、14:15 至16:00、16:15 至18:00、18:15 至20:00、20:15 至22:00、22:15 至24:00，合计12 个固定交易周期。 固定交易周期结果发布后，若在本交易周期内仍有新增富余电 力外送和购电需求，可组织临时交易，需保证T-60 分钟前将出清 结果下发至省调（T 为交易时段起始时刻，如0:15 至1:00、0:15 至 2:00 的交易时段起始时刻均为0:00，下同）。 5.2 日内现货交易准备 5.2.1 交易前信息公告 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
按照《电力市场信息披露基本规则》相关要求，以及向国家能 源局及其派出机构报备的信息披露内容，由电力调度机构负责披露 日内现货交易所需相关信息。 5.2.2 交易申报 省内经营主体通过电力交易平台省内功能申报分时“电力-价 格”曲线，国调中心、网调直调机组可通过电力交易平台省间功能 或省内功能申报“电力-价格”曲线。卖方申报上网侧电力和价格， 买方申报落地侧电力和价格。 5.2.2.1 卖方经营主体申报数据要求 卖方经营主体申报的分时“电力-价格”曲线除满足4.2.3.1 节 的基本要求外，还需满足： a) 火电和核电发电企业售电申报电力不得超过其实际发电能 力与计划出力之差，未安排开机的机组不得申报电力。 b) 可再生能源企业售电申报电力不得超过其预测出力与计划 出力之差。 5.2.2.2 买方经营主体申报数据要求 买方经营主体申报的购电分时“电力-价格”曲线除满足4.2.3.1 节的基本要求外，还需满足： a) 售电公司、电力用户购电申报电力不得超过其所代理用户 或自身用电负荷的最大值。 b) 发电企业购电申报电力不得超过其计划出力与最小技术出 力之差。 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
5.2.2.3 申报数据管理 满足4.2.3.4 节的要求。 5.3 日内现货交易出清 国调中心、网调依托省间电力现货交易技术支持系统组织省间 日内现货交易出清，出清机制与3.4 节一致。 5.3.1 电力和价格折算 买方经营主体在买方节点申报的电力和价格按照所有可用交 易路径，按4.3.1 节公式折算到卖方节点。 5.3.2 集中竞价出清 分时“电力-价格”出清过程与4.3.2 节相同。 5.3.3 出清边际价格计算 边际价格计算与4.3.3 节相同。 5.4 安全校核 与4.4 节要求相同。 5.5 出清结果管理 与4.5 节要求相同。 5.6 日内现货交易结果发布 按照《电力市场信息披露基本规则》相关要求，以及向国家能 源局及其派出机构报备的信息披露内容，由电力调度机构负责开展 日内市场各时段出清电价、出清电量等日内现货交易出清后信息的 披露工作。 5.7 日内现货交易流程 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
5.7.1 交易前信息公告 交易前信息公告采用以下流程： a) 1 小时固定交易周期采用以下流程：T-105 分钟前，按照《电 力市场信息披露基本规则》相关要求，以及向国家能源局及其派出 机构报备的信息披露内容，电力调度机构向经营主体披露省间日内 现货交易所需相关信息。 b) 2 小时固定交易周期采用以下流程：T-120 分钟前，按照《电 力市场信息披露基本规则》相关要求，以及向国家能源局及其派出 机构报备的信息披露内容，电力调度机构向经营主体披露省间日内 现货交易所需相关信息。 5.7.2 交易申报 交易申报采用以下流程： a) 1 小时固定交易周期采用以下流程：T-95 分钟前，经营主 体申报日内交易时段内的“电力-价格”曲线。T-85 分钟前，网调、 省调对经营主体申报数据进行合理性校验，保证节点内部电能申报 量可送出或受入，并将经营主体报价曲线上报至国调中心。 b) 2 小时固定交易周期采用以下流程：T-110 分钟前，经营主 体申报日内交易时段内的“电力-价格”曲线。T-90 分钟前，网调、 省调对经营主体申报数据进行合理性校验，保证节点内部电能申报 量可送出或受入，并将经营主体报价曲线上报至国调中心。 电力调度机构对其直调发电企业的申报量进行预校核，保证电 能申报量可执行。 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
5.7.3 省间交易出清及跨区发输电计划下发 T-60 分钟前，国调中心、网调组织省间日内现货交易集中出清， 形成考虑安全约束的省间日内现货交易出清结果，经安全校核后， 将包含省间日内现货交易出清结果的跨区发输电计划下发至相关 电力调度机构和经营主体。 5.7.4 省间联络线计划下发 网调组织开展区域内省间辅助服务交易、区域内省间电力互济 交易，并将交易结果和省间联络线计划下发至相关电力调度机构和 经营主体。 5.7.5 省内发电计划编制 省调根据上级电力调度机构下发的联络线计划，编制省内实时 发电计划或组织省内实时市场及辅助服务市场出清。电力交易机构 向市场成员发布市场出清结果。 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
6 交易执行与偏差处理 6.1 跨省区联络线计划安排优先级 电力调度机构按照以下优先级安排跨省区联络线计划： a) 跨省区中长期交易。 b) 省间日前现货交易。 c) 省间日内现货交易。 6.2 偏差处理 省间电力现货交易结果纳入跨省区联络线计划，作为省内市场 的运行边界，原则上不跟随经营主体的实际发用电而变化。 6.2.1 省内发电企业偏差处理 省间现货交易卖方成交结果作为送端关口负荷增量，买方成交 结果作为受端关口电源参与省内出清结算，省间现货交易结果作为 省间交易电量的结算依据。省内现货市场运行时，经营主体实际电 量与中长期合同电量的偏差按现货市场价格结算。省内现货市场未 运行时，经营主体实际电量按照中长期交易等相关规则进行偏差考 核。 6.2.2 直调发电企业偏差处理 国调中心、网调直调机组实际发电能力下降导致与省间电力现 货交易出现偏差时，国调中心、网调采用如下方式进行偏差调整： a) 少发电能优先通过调增直调发电企业内部机组进行补足。 b) 如直调发电企业内部无法补足，按照区域内有关规则，优 先组织其他机组调增出力补足，保持省间联络线计划不变；因电力 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
平衡紧张等因素导致无法补足出力的，可申请调整相关省间电力现 货交易。 c) 调增出力后对相关经营主体产生的影响，依据所采用的调 增出力机制，由直调发电企业按照相关机组调增出力时段的省级/ 区域市场出清均价对其进行补偿，未开展现货市场的，按照调增出 力时段省内中长期交易平均价格或其他协商达成一致的规则对其 进行补偿。 6.2.3 售电公司与电力用户偏差处理 省内现货市场运行期间，售电公司或电力用户实际用电曲线与 所有交易总和存在偏差时，按照省内现货市场规则进行处理，省间 电力现货交易电能不变。现货市场未运行期间，售电公司或电力用 户实际用电曲线与所有交易总和存在偏差时，按照当地电力中长期 交易规则处理。 6.2.4 输电方偏差处理 当跨省区联络线因电网故障、设备异常、自然灾害、外力破坏 及其他原因导致输电能力下降时，电力调度机构依据调度规程，按 照“安全第一”的原则，调减或取消省间电力交易。 跨省区交流联络线输电功率波动、输电网损误差等因素造成实 际执行值与所有交易的偏差，按照相关规则处理。 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
7 计量方法与结算原则 7.1 交易计量 7.1.1 计量装置设置 计量装置设置需满足以下要求： a) 电网企业应根据市场运行需要，按照《电能计量装置技术 管理规程》等国家和行业规程规范要求，在产权分界点设置关口电 能计量装置。 b) 发电企业上网电量计量装置原则上设在产权分界点，产权 分界点无法安装计量装置的，考虑相应变（线）损，并由发电企业、 电网企业在相关合同中进行约定。 c) 所有的省间结算关口点，需要安装具备分时计量能力的计 量装置，计量装置的精确度达到省间电力交易规则和国家、行业的 要求，并能接入相应的电能量采集系统。 d) 省间结算关口包括各跨省跨区专项工程的送端和受端、省 间交流联络线送端和受端、省间点对网电厂及直流配套电源上网 侧、省间统分电源的上网侧。 e) 输电电量计量装置原则上应按输电价格核准文件中有关规 定设置或与购电电量计量装置保持一致。 f) 省间结算关口计量装置应由电网企业与相关主体明确约 定，若发生变更，交易各方应以书面方式进行确认。 g) 对于已参与中长期交易的经营主体，省间电力现货交易计 量装置与中长期交易规定的计量装置设置保持一致。 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
7.1.2 计量数据 计量数据需满足以下要求： a) 电力交易机构根据电网企业提供的关口点计量数据，向经 营主体出具结算依据。 b) 当计量装置数据缺失、错误或不可用时，电网企业、电力 调度机构应及时开展消缺、补采或根据规则补全计量数据，重新提 供至电力交易机构。相关计量数据补全拟合采用各省省内现货拟合 规则开展。 c) 交易执行的关口表名称和计量数据间逻辑关系应标志清 晰，事前向对应的政府主管部门备案。 7.1.3 计量责任 电网企业负责计量数据的统一管理。电网企业应按照电力市场 结算要求，定期将发电企业（机组）、电力用户、拥有配电网运营 权的售电公司、网间关口电能计量点计量装置记录的电量数据传送 给电力交易机构，作为结算基础数据。 7.1.4 抄表管理 市场结算用的关口计量数据，原则上应由电能计量采集管理信 息系统自动采集，并按相关市场规则要求的抄表周期报送至电力交 易机构。 7.2 结算原则 7.2.1 结算周期 结算按照以下时间周期开展工作： 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
a) 电力调度机构D+1 日将D 日市场交易结果和实际执行情况 等信息提供至电力交易机构。 b) 省间电力现货交易结算采用日清月结方式，D+5 日进行市 场化交易结果清分，生成日清算结果。电力交易机构于每月第5 个 工作日前向相关经营主体、电网企业出具上月结算依据（核对版）， 相关经营主体、电网企业在1 个工作日内完成核对、异议反馈（如 有）和确认，逾期视为已确认。 c) 结算依据（核对版）确认后，电力交易机构于每月第8 个 工作日前向相关经营主体、电网企业发布上月正式结算依据。原则 上电网企业于每月第10 个工作日前向经营主体发行上月电费账单。 7.2.2 结算依据 省间电力现货执行结果作为省间电力现货交易结算的依据。省 间日前现货交易结算电量为省间日前现货交易执行电量，结算价格 为省间日前现货交易价格。省间日内现货交易结算电量为省间日内 现货交易执行电量，结算价格为省间日内现货交易价格。 按照《电力市场计量结算基本规则》及《北京电力交易中心跨 区跨省电力中长期交易实施细则》等市场规则、细则，省间交易电 量的偏差电量可分为责任偏差电量、波动偏差电量等类别。责任偏 差电量针对跨区跨省中长期交易，由国调中心、网调记录原因，北 京电力交易中心针对因购、售方原因造成的责任偏差电量出具相应 结算依据。波动偏差电量是指针对跨区跨省输电通道、配套电源和 其他跨区跨省电源，由于调度控制点和计量点之间存在差异、交流 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
联络线正常功率波动等不可控原因，造成调度计划曲线与关口计量 电量之间的偏差；其中，跨区跨省通道波动偏差电量视为在跨区跨 省通道首末端省级电网企业送受电量，配套电源波动偏差电量视为 配套电源与其所接入省级电网企业送受电量，北京电力交易中心出 具相应结算依据。 北京电力交易中心会同相关省级电力交易机构向市场成员提 供省间电力现货交易结算依据，由电网企业根据电力交易机构推送 的结算基础数据，核对结算依据，开展相关经营主体电费结算。 7.3 结算方法 各类费用计算方法如下： a) 卖方节点发电企业参与省间电力现货交易，自行承担省间 电力现货交易与送端省内现货市场出清产生的盈亏，并按照交易电 量承担送端省内系统运行费及线损费用，省间电力现货交易的收入 计算公式为： 省间电力现货交易收入=日前现货交易执行电量（卖方节点） ×日前出清价格（卖方节点）+日内现货交易执行电量（卖方节点） ×日内出清价格（卖方节点）。 b) 买方节点电网企业和经营主体参与省间电力现货交易，买 方节点为电网企业的，省间电力现货交易与受端省内现货市场出清 产生的盈亏由受端省代理购电用户分享或分摊，买方节点为经营主 体的自行承担相关盈亏，省间电力现货交易的支出费用计算公式 为： 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
省间电力现货交易支出=日前现货交易执行电量（买方节点） ×折算后日前出清价格（买方节点，含输电价格和网损折价）+日 内现货交易执行电量（买方节点）×折算后日内出清价格（买方节 点，含输电价格和网损折价）。 c) 买方、卖方节点电能出清价格确定方法与4.3.3、5.3.3 节一 致。其中，各节点参与省间电力现货市场购电结算中，卖方节点价 格向买方节点折算时，按相关规则计入区域电网的输电价格和网 损。 d) 卖方节点日均结算价格上限，按上年度省间电力现货市场 覆盖范围内各省省内现货市场正式申报价格上限的最高值确定。省 间电力现货市场运行中，卖方任一节点当日出清加权平均电价超过 日结算加权平均价格上限后，在结算环节对该节点96 点分时出清 电价等比例调减（调减至日均结算价格上限），调减后的96 点分 时电价为该节点结算电价。日前市场与日内市场分别计算、触发和 调减。 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
8 市场风险防控 8.1 风险干预 风险干预是指经政府主管部门事前授权，在特定的情况下，市 场运营机构依据市场规则采取一定措施对电力市场运行进行调整， 确保电网和市场安全平稳运行。 8.1.1 风险干预启动条件 为保障电网安全稳定运行，当出现如下情况时，市场运营机构 可按照政府主管部门授权进行风险干预： a) 出现电网故障、系统频率或电压超过正常范围、设备超过 稳定限额等情况，电网无法安全稳定运行。 b) 因突发性社会事件、异常气象和自然灾害等，威胁电网安 全运行或电力可靠供应。 c) 可再生能源预测出现重大偏差，影响市场正常运行。 d) 相关技术支持系统（智能电网调度技术支持系统（含现货 功能）、交易中心交易平台、数据通信系统等）故障，影响市场正 常运行。 e) 落实政府部门的特殊管控要求。 f) 其他必要情况。 8.1.2 风险干预措施 当出现8.1.1 所述情况时，可采取如下风险干预措施： a) 调整市场交易范围，暂停指定范围内的电力市场交易。 b) 调整市场交易时间，暂缓组织市场交易。 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
c) 取消一定时段的日前交易或日内交易。 d) 重新进行日前或日内出清计算。 e) 根据调度规程采取维持电网安全稳定运行及电力可靠供应 所需的措施。 f) 其他维护市场正常交易和竞争的手段。 8.1.3 风险干预流程 8.1.3.1 风险干预启动 市场运营机构依据市场规则，当市场运行达到风险干预启动条 件后，采取相关手段对市场进行干预，确保电网、市场平稳运行。 8.1.3.2 风险干预通知 采取风险干预措施后，市场运营机构应通知相关对象风险干预 的原因和范围等信息。 8.1.3.3 风险干预记录 风险干预期间，市场运营机构应记录干预时间、干预操作、干 预原因等内容。 8.1.3.4 风险干预结束 市场运营机构确定市场风险已消除，市场具备恢复正常运行条 件时，结束风险干预。 8.2 市场中止 经政府主管部门事前授权，当无法保证电网安全稳定运行、电 力可靠供应或市场秩序受到严重扰乱时，市场运营机构可按照规则 中止市场交易，电力调度机构按照安全第一的原则及时进行处置。 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
8.2.1 市场中止启动条件 当出现以下情况时，市场运营机构可中止省间电力现货交易： a) 因突发性社会事件、异常气象和自然灾害等，电力供应出 现严重不足或电网运行出现较大风险。 b) 发生重大电源或电网故障，严重影响电力有序供应或电力 系统安全运行。 c) 相关技术支持系统（智能调度技术支持系统（含现货功能）、 交易中心交易平台、数据通信系统等）发生故障，导致短期内无法 正常组织市场交易。 d) 其他严重异常情况。 8.2.2 市场中止措施 当出现8.2.1 所述情况时，可采用如下处理措施：省间电力现 货交易中止时，不再组织省间电力现货交易，各级电力调度机构依 据调度规程，以保障电网安全运行、电力有序供应为原则，及时进 行相关处置，调整电网运行方式。 当市场长时间中止时，按照《电力市场计量结算基本规则》及 《北京电力交易中心跨区跨省电力中长期交易实施细则》等市场规 则、细则，参照7.2.2 相关流程，对已经达成的省间电力现货交易 出具结算依据并进行结算。 8.2.3 市场中止流程 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
8.2.3.1 市场中止启动 市场运营机构依据市场规则，当市场运行达到市场中止启动条 件后，采取相关手段中止市场运行，确保电网安全稳定运行。 8.2.3.2 市场中止通知 市场中止由市场运营机构通知相关对象，通知的内容包括市场 中止的原因、范围和开始时间。 8.2.3.3 市场中止记录 市场运营机构可在采取中止措施后，记录中止的原因、起止时 间等内容，并报国家发展改革委、国家能源局备案。 8.2.3.4 市场中止结束 市场运营机构确定导致市场中止的情形消除后，可恢复市场交 易，并向各市场成员公告通知。 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
9 信息披露 9.1 信息披露管理 北京电力交易中心总体负责省间电力现货信息披露的实施，按 《电力市场信息披露基本规则》要求和向国家能源局报备的披露规 范，通过信息披露平台发布信息。 根据省间电力现货交易工作实践需要，按《电力市场信息披露 基本规则》要求，逐步完善信息披露管理工作。 9.2 信息分类 按照信息披露要求和公开范围，省间电力现货交易的信息可以 分为公众信息、公开信息、特定信息三大类。 9.2.1 公众信息 公众信息指向社会公众披露的信息，属于非保密信息。包括但 不限于： a) 业务标准规范（电网安全校核规范）。 b) 市场暂停、中止、重新启动等情况。 9.2.2 公开信息 公开信息指向有关市场成员披露的信息，包括但不限于： a) 电力现货市场第三方校验报告。 b) 电网主要网络通道示意图（500kV 电压等级及以上）。 c) 约束信息，包括发输变电设备投产、退役计划、发输变电 设备检修计划、省间联络线输电可用容量等。 d) 参数信息，包括市场出清模块算法及运行参数、价格限值 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
等。 e) 预测信息，包括直调发电总出力预测、水电（含抽蓄）总 出力预测等。 f) 中长期交易安全校核及原因。 g) 现货市场申报、出清信息，包括日前、日内平均申报电价， 日前、日内各时段出清电量及各类电源电量，日前、日内平均出清 电价等。 h) 日前及日内运行信息，包括机组状态、发电总出力、水电 （含抽蓄）总出力、省间联络线输电情况、发输变电设备投产、退 役计划执行情况、发输变电设备检修计划执行情况、重要线路实际 停运情况、发电机组非停情况等。 i) 月内现货交易成交均价及电量。 j) 发电机组转商情况。 k) 市场干预情况原始日志，包括干预时间、干预主体、干预 操作、干预原因等。 9.2.3 特定信息 特定信息指根据电力市场运营需要向特定市场成员披露的信 息，包括但不限于成交信息、结算信息等。 9.3 其他 省间电力现货交易的披露信息调整、披露信息安全管理、封存 等其他业务，参照《电力市场信息披露基本规则》相关规定执行。 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
10 合同管理 省间电力现货交易合同以经营主体在报价前签订的电子承诺 书和包含交易结果、电子签名的电子交易单为依据，不再签订纸质 合同。 电子交易单内容包括：交易主体、交易时间、交易电量、交易 电力、交易价格、跨省区联络线、输电价格、交易计量等交易信息。 电力调度机构将签订的电子承诺书和电子交易单提供给交易 中心，作为交易结算依据。 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
11 免责条款 电网企业应按照国家关于健全自然垄断环节监管有关要求，承 担电网公平开放、普遍服务、保障电网安全稳定运行等义务，依法 依规接受监管。 不可抗力引发的发输变电设备异常，造成其他市场成员经济损 失的，其设备所属的相关方不承担经济责任。不可抗力指对市场和 电力系统有严重影响的不能预见、不能避免并不能克服的客观情 况。 出现电力系统发生重大事故、系统安全稳定受到威胁、电力供 应无法保持平稳有序等情况，市场运营机构按规定对市场进行干预 或中止，电力调度机构按“安全第一”的原则处理，并予以免责。 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
12 规则管理 12.1 拟定与发布 本规则由国家电网有限公司拟定，由国家发展改革委、国家能 源局批准。 12.2 规则补充与修订 12.2.1 规则紧急补充 根据市场运营和电网运行情况，市场运营机构和经营主体均可 向政府主管部门申请制定本规则的临时条款。临时条款按照以下要 求执行： a) 临时条款由政府主管部门批准。 b) 临时条款一经发布立即生效，与临时条款相抵触的原条款 同步失效。 12.2.2 规则修订 如有必要，市场运营机构可向政府主管部门提出市场交易规则 修订建议。对于市场交易组织相关操作细节条款的修改（如交易环 节时间节点、交易覆盖周期等），可经北京电力交易中心市场管理 委员会审议后，以附加条款形式予以补充。 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
13 附则 本规则应与现行的法律法规、技术规程等国家政策、行业标准 相统一，当本规则与最新政策、行业标准发生矛盾时，应服从最新 政策、行业标准的规定。 本规则由国家电网公司负责解释。 本办法自发布之日起施行。 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:48 120.231.220.234
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国家发展改革委等部门关于印发《非化石能源电力消费核算指南（试行）》的通知（发改能源〔2026〕622号）
国家发展改革委等部门关于印发《非化 石能源电力消费核算指南（试行）》的通知 发改能源〔2026〕622 号 各省、自治区、直辖市及新疆生产建设兵团发展改革委、 能源局、生态环境厅（局）、统计局、数据管理部门，国家 电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集 团）有限责任公司，有关发电企业，北京、广州电力交易中 心，水电水利规划设计总院，中国电力企业联合会： 为贯彻落实党中央和国务院关于碳达峰碳中和的重大 决策部署，推动完善碳排放统计核算体系，我们制定了《非 化石能源电力消费核算指南（试行）》，现印发给你们，请 按此做好相关工作。本指南自印发之日起试行，用于2026 年及以后年份非化石能源电力消费核算。试行过程中如有问 题和建议，请及时向国家发展改革委、国家能源局反馈。 国家发展改革委 国家能源局 生态环境部 国家统计局 国家数据局 2026 年5 月6 日 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:18
非化石能源电力消费核算指南（试行） 为贯彻落实党中央、国务院决策部署，推动完善碳排放统计核 算体系，指导非化石能源电力消费核算工作，支撑电力消费间接碳 排放核算，促进电能量交易、绿证交易、碳排放核算等不同政策机 制有效衔接，更好推动碳排放双控制度实施，制定本指南。 一、基本原则 （一）统筹衔接。加强与能源统计、碳排放核算等制度衔接， 统筹考虑物理连接、电能量交易、绿证绿电交易等因素，分类明确 非化石能源电力消费认定规则和省（自治区、直辖市，下同）市（地 级）两级、电力用户核算方法。 （二）稳妥有序。结合电力市场、绿证市场等建设，稳妥有序 推动核算规则由以电能量交易为基础向电能量交易与绿证交易并 行转变。试行过程中按年核算，后续研究探索缩短核算周期。 （三）科学合理。优先基于物理连接、市场交易等方式开展直 接认定，无法直接认定的合理分摊，做好省间和地级行政区域间非 化石能源电力消费核算增减平衡、避免重复计入。 二、非化石能源电力消费量的认定方式 （四）物理认定。非化石能源电力自发自用电量、绿电直连等 新业态新模式的自用电量，认定为电力用户的非化石能源电力消费 量。非化石能源发电项目生产耗用电，认定为所属发电企业的非化 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:18
石能源电力消费量。 （五）交易认定。包括电能量交易（包括非化石能源常规电能 量交易、绿电交易等，下同）、绿证交易（含绿证划转等，下同） 等两种认定方式。 对于可再生能源电力消费量，省级行政区域受入（送出）规模 以电能量交易、绿证交易进行认定；地级行政区域和电力用户下网 规模以绿证交易、绿电交易进行认定。用绿证作为认定依据的，应 为绿证核销量，并按照绿证对应电量生产时间计入相应核算年度， 鼓励电力用户随用随购、随购随销。 对于核电电力消费量，省级行政区域受入（送出）规模、地级 行政区域和电力用户下网规模以电能量交易进行认定。 （六）分摊认定。包括省间分摊和省内分摊等两种认定方式。 对于省间分摊，各省级行政区域受入（送出）电量，扣除非化 石能源电力交易认定量、化石能源电力交易电量等明确“一对一” 购售电关系和类型的电量后，如仍有剩余电量，统筹考虑所涉及省 级行政区域的电力结构、电能量交易关系等，开展非化石能源电力 消费省间分摊。 对于省内分摊，各省级行政区域经前述物理和交易认定到地级 行政区域和电力用户后的剩余电量，按照统一的省内分摊系数开展 非化石能源电力消费省内分摊。 （七）认定上限。结合省间省内电能量交易、电力用户下网电 量等情况，设置交易认定上限。省级层面，各省交易认定量应不超 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:18
过全部受入（送出）电量扣除跨省跨区输电通道配套化石能源发电 项目交易电量后的规模。地市层面，各地市交易认定量应不超过本 地市所有电力用户总下网电量。电力用户，交易认定量应不超过其 下网电量。 三、非化石能源电力消费量的核算方法 （八）省级层面。省级行政区域非化石能源电力消费量，根据 本省非化石能源发电项目发电量、省间交易认定量及省间分摊量进 行核算。 （九）地市层面。地级行政区域非化石能源电力消费量，根据 辖区内全体电力用户的物理认定、交易认定和省内分摊量以及非化 石能源发电项目的物理认定量（即非化石能源发电项目生产耗用 电）进行核算。 （十）电力用户。电力用户非化石能源电力消费量，根据自身 物理认定、交易认定和省内分摊量进行核算。 四、保障措施 （十一）明确责任主体。省级层面由国家发展改革委、国家能 源局组织开展核算，地市层面由省级能源主管部门组织开展核算， 电力用户所覆盖的范围及核算责任方由省级能源主管部门根据工 作需要研究明确，另有规定的从其规定。 （十二）加强落地实施。国家发展改革委、国家能源局会同相 关部门建立核算工作机制，明确工作流程、时间节点和责任单位； 加强政策跟踪评估和指导协调，做好规则宣贯，优化完善核算方法， 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:18
推动制修订相关标准；进一步完善绿证配套制度，完善省级绿证账 户系统功能，加快推动绿证市场建设。绿证核发机构和绿证交易机 构会同相关电力交易机构，加快完善绿证核发和交易系统功能，及 时披露绿证交易、电能量交易、交易认定上限等信息，加强对电力 用户的指导和提示，并按要求归集报送相关数据。省级能源主管部 门、省级双碳工作主管部门会同相关部门，组织电力交易机构、电 网企业等定期核算发布本省非化石能源电力消费分摊系数，满足地 市和电力用户认定核算需求。 （十三）做好衔接应用。做好与相关部门数据共享和工作对接， 支撑省级行政区域非化石能源消费比重统计核算、评价考核和高质 量发展综合绩效评价有关指标核算。做好与可再生能源消费最低比 重目标和可再生能源电力消纳责任权重政策衔接与应用。加强与碳 排放双控制度实施、碳排放统计核算、产品碳足迹管理等衔接，推 动完善相关标准规范，支撑各层级电力消费间接碳排放核算及产品 碳足迹核算。做好与绿证自愿消费有序衔接，引导支持有需求的组 织、企业及个人，结合其他应用场景参与绿证交易。 附件：1.省级行政区域非化石能源电力消费量核算方法 附件：2.地级行政区域非化石能源电力消费量核算方法 附件：3.电力用户非化石能源电力消费量核算方法 附件：4.相关术语 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:18
附件1 省级行政区域非化石能源电力消费量核算方法 省级行政区域非化石能源电力消费量为本省非化石能源发电 项目发电量、省间电能量交易中的非化石能源电力消费认定量（以 下简称为省间电能量交易认定量）、省间绿证交易中的非化石能源 电力消费认定量（以下简称为省间绿证交易认定量）、省间非化石 能源电力消费分摊量（以下简称为省间分摊量）之和。 1.本省非化石能源项目发电量。包括省级行政区域内全部非化 石能源发电项目发电量，含自用项目和外送项目。 2.省间电能量交易认定量。包括省间常规电能量（含核电）交 易的非化石能源电量和绿电交易电量。省间常规电能量交易所有结 算电量均可明确“一对一”购售电关系的，以结算电量作为认定量； 否则，以合同电量与结算电量两者“按月取小”作为认定量。绿电 交易认定量以绿证结算电量为准。电能量交易认定量计入购电省 份，并从售电省份相应扣除。 对于部分区域电网统购统销的非化石能源电量，按电力交易或 签订协议等方式确定非化石能源电力消费归属后，剩余的由区域电 网各省份按全社会用电量比例分摊。 3.省间绿证交易认定量。考虑以下认定方式： ①省间现货交易中无法明确“一对一”购售电关系和电量类型 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:18
的，购电省结合现货电量结算关系从售电省份购入的绿证，认定上 限内的电量可认定为购电省份的非化石能源电力消费量，并从售电 省份相应扣除。认定上限可由购售电省份协商确定，最大不超过各 自省间现货电量中无法明确类型的电量规模。 ②各省自愿参与的跨省绿证交易，认定上限内的电量可认定为 购证省份的非化石能源电力消费量，并从售证省份相应扣除。认定 上限为本省全年受入（送出）电量与跨省跨区输电通道配套化石能 源发电项目交易电量的差值，并扣除省间电能量交易认定量、方式 ①绿证交易认定电量等已经认定的规模。非化石能源资源富集省份 可结合本省非化石能源消费比重等情况，按月度事先明确通过绿证 自愿转让的非化石能源电力消费量上限，年内滚动调整。 4.省间分摊量。省级行政区域受入（送出）电量扣除化石能源 电力交易电量，以及按前述方式认定的非化石能源电力消费量后， 如仍有剩余未明确类型的电量记为省间剩余电量。所涉及的购售电 省份，①协商明确其中的非化石能源电力消费量，作为省间分摊量 计入购电省份，并从售电省份相应扣除。或②售电省份扣除的省间 分摊量，为本省省间剩余电量乘以本省上网电量中的非化石能源电 力占比；购电省份计入的省间分摊量，为其所在的区域或省间市场 中各售电省份扣除的省间分摊量加和后，乘以购电省份省间剩余电 量占比。 省间电能量交易认定量和省间分摊量，购售电省份均以购电侧 物理（关口）计量电量作为交易认定和分摊计入依据。省间绿证交 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:18
易认定量，购售电省份均以购电侧电量作为交易认定计入和扣除依 据。跨省跨区输电线路损失电量从售电省份扣除。 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:18
附件2 地级行政区域非化石能源电力消费量核算方法 地级行政区域非化石能源电力消费量为本地区非化石能源电 力消费物理认定量（以下简称为物理认定量）、本地区参与电能量 交易的非化石能源电力消费认定量（以下简称为电能量交易认定 量）、本地区参与绿证交易的非化石能源电力消费认定量（以下简 称为绿证交易认定量）、本地区参与省内非化石能源电力消费分摊 量（以下简称为省内分摊量）之和。 1.本地区物理认定量。包括本地区全部电力用户的非化石能源 电力自发自用电量，绿电直连等新业态新模式的自用电量，以及非 化石能源发电项目生产耗用电量。 2.本地区电能量交易认定量。包括本地区电力用户参与省间和 省内绿电交易购入的电量，以及参与省间和省内核电市场交易购入 的电量。 3.本地区绿证交易认定量。考虑以下认定方式： ①本地区电力用户购入的省内绿证，对应电量可认定为该地区 的非化石能源电力消费量。绿证交易机构应按省内常规电能量交易 中的可再生能源电量规模，确定全省各地区购入省内绿证的认定总 上限，避免超额认定。 ②本地区电力用户购入的省外绿证，对应电量可认定为该地区 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:18
的非化石能源电力消费量。其中，符合附件1 省级行政区域非化石 能源电力消费量核算关于省间绿证交易认定方式的，直接认定到该 地区；其余的，绿证交易机构应按省间常规电能量交易的可再生能 源电量规模，并扣除其中绿证随常规电能量交易直接划转的规模 后，确定跨省绿证交易用于各购证省份地级行政区域非化石能源电 力消费的认定上限和各售证省份非化石能源电力消费的扣除上限， 避免超额认定。鼓励按照绿证跨省交易流向与各省省间常规电能量 交易流向一致开展认定。 ③本地区电力用户获得的省级账户划转或分配的绿证，以及省 间和省内存量常规水电交易直接划转的不可交易绿证，对应电量可 认定为该地区的非化石能源电力消费量。 4.本地区省内分摊量。具体为： 本地区分摊量=(本地区下网电量-本地区电能量交易认定量- 本地区绿证交易认定量)×省内分摊系数。省内分摊系数参考以下方 式按年度核算，鼓励具备条件的按月度核算，省内各地级行政区域 使用统一的省内分摊系数。 省内分摊系数=(省级行政区域非化石能源电力消费量-省内各 地区物理认定量-省内各地区电能量交易认定量-省内各地区绿证 交易认定量)÷(本省非化石能源项目发电量-省内各地区物理认定 量-省内各地区电能量交易认定量-省内各地区绿证交易认定量+ 本省化石能源发电项目上网电量+省间受入（送出）电量)。 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:18
附件3 电力用户非化石能源电力消费量核算方法 电力用户非化石能源电力消费量为电力用户自身非化石能源 电力消费物理认定量（以下简称为物理认定量）、参与电能量交易 的非化石能源电力消费认定量（以下简称为电能量交易认定量）、 参与绿证交易的非化石能源电力消费认定量（以下简称为绿证交易 认定量）、参与省内非化石能源电力消费分摊量（以下简称为省内 分摊量）之和。 1.电力用户物理认定量。包括用户自身非化石能源电力自发自 用电量、绿电直连等新业态新模式的自用电量等。微电网所属可再 生能源项目向网内电力用户供应的电量，园区级源网荷储一体化所 属可再生能源项目向所在园区电力用户供应的电量，纳入物理认定 范畴。 2.电力用户电能量交易认定量。包括电力用户参与省间和省内 绿电交易购入的电量，以及参与省间和省内核电市场交易购入的电 量。 3.电力用户绿证交易认定量。考虑以下认定方式： ①电力用户购入的省内绿证，在本省认定上限内的电量可认定 为该电力用户的非化石能源电力消费量。绿证交易机构应按省内常 规电能量交易中的可再生能源电量规模，确定全省电力用户购入省 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:18
内绿证的认定上限，避免超额认定。 ②电力用户购入的省外绿证，可认定为该电力用户的非化石能 源电力消费量。其中，符合附件1 省级行政区域非化石能源电力消 费量核算关于省间绿证交易认定方式的，直接认定到该电力用户； 其余的，绿证交易机构应按省间常规电能量交易的可再生能源电量 规模，并扣除其中绿证随电能量交易直接划转的规模后，确定跨省 绿证交易用于各购证省份地级行政区域非化石能源电力消费的认 定上限和各售证省份非化石能源电力消费的扣除上限，避免超额认 定。鼓励按照绿证跨省交易流向与各省省间常规电能量交易流向一 致开展认定。 ③电力用户获得的省级账户划转或分配的绿证，以及省间和省 内存量常规水电交易直接划转的不可交易绿证，对应电量可认定为 该电力用户的非化石能源电力消费量。 4.电力用户省内分摊量。具体为： 电力用户省内分摊量=(电力用户下网电量-电力用户电能量交 易认定量-电力用户绿证交易认定量)×省内分摊系数。省内分摊系 数的计算方法同附件2。 抽水蓄能、新型储能等储能电站蓄电时，蓄电电量可视为电力 用户下网电量，参考上述规则开展非化石能源电力消费量核算。 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:18
附件4 相关术语 非化石能源电力消费。包括水电、风电、太阳能发电、生物质 能发电、地热能发电、海洋能发电等可再生能源电力消费和核电电 力消费。 非化石能源电力自发自用。电力用户通过自建非化石能源发电 设施，满足自身用电需求。 绿电直连。风电、太阳能发电、生物质能发电等不直接接入公 共电网，通过直连线路向电力用户供给绿电。 非化石能源发电项目生产耗用电。非化石能源发电项目（企业） 在电力生产过程中消耗的电量。 非化石能源常规电能量交易。发电企业与电力用户通过双边协 商、集中竞价、挂牌等方式达成的购售电交易，交易标的物不包括 绿证。 绿色电力交易（绿电交易）。以可再生能源电力和对应绿色环 境属性为标的物的电力交易品种，交易电力同时提供国家颁发的绿 证，用以满足发电企业、售电公司、电力用户等出售、购买可再生 能源电力的需求。 核电市场交易。核电企业与电力用户通过电力市场达成的购售 电交易。 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:18
化石能源电力交易电量。化石能源发电企业参与电力市场达成 的交易电量。 省级行政区域受入（送出）电量。跨省跨区电力交易中，省级 行政区域送出或受入的电量，均以购电省份物理（关口）计量电量 进行统计，跨省跨区输电线路损失电量暂不计入省级行政区域。 用户下网电量。电力用户从公共电网获取并使用的电量。 地级行政区域下网电量。地级行政区域辖区内所有电力用户的 总下网电量。 存量常规水电。按照绿证核发有关规定，指2023 年1 月1 日 （不含）前投产、暂不核发可交易绿证的常规水电项目。 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:6 2409:8a55:3011:e1c4:18
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国家发展改革委等部门关于印发《非化石能源电力消费核算指南（试行）》的通知（发改能源〔2026〕622号）
非化石能源电力消费核算指南（试行） 为贯彻落实党中央、国务院决策部署，推动完善碳排放统计核 算体系，指导非化石能源电力消费核算工作，支撑电力消费间接碳 排放核算，促进电能量交易、绿证交易、碳排放核算等不同政策机 制有效衔接，更好推动碳排放双控制度实施，制定本指南。 一、基本原则 （一）统筹衔接。加强与能源统计、碳排放核算等制度衔接， 统筹考虑物理连接、电能量交易、绿证绿电交易等因素，分类明确 非化石能源电力消费认定规则和省（自治区、直辖市，下同）市（地 级）两级、电力用户核算方法。 （二）稳妥有序。结合电力市场、绿证市场等建设，稳妥有序 推动核算规则由以电能量交易为基础向电能量交易与绿证交易并 行转变。试行过程中按年核算，后续研究探索缩短核算周期。 （三）科学合理。优先基于物理连接、市场交易等方式开展直 接认定，无法直接认定的合理分摊，做好省间和地级行政区域间非 化石能源电力消费核算增减平衡、避免重复计入。 二、非化石能源电力消费量的认定方式 （四）物理认定。非化石能源电力自发自用电量、绿电直连等 新业态新模式的自用电量，认定为电力用户的非化石能源电力消费 量。非化石能源发电项目生产耗用电，认定为所属发电企业的非化 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123
石能源电力消费量。 （五）交易认定。包括电能量交易（包括非化石能源常规电能 量交易、绿电交易等，下同）、绿证交易（含绿证划转等，下同） 等两种认定方式。 对于可再生能源电力消费量，省级行政区域受入（送出）规模 以电能量交易、绿证交易进行认定；地级行政区域和电力用户下网 规模以绿证交易、绿电交易进行认定。用绿证作为认定依据的，应 为绿证核销量，并按照绿证对应电量生产时间计入相应核算年度， 鼓励电力用户随用随购、随购随销。 对于核电电力消费量，省级行政区域受入（送出）规模、地级 行政区域和电力用户下网规模以电能量交易进行认定。 （六）分摊认定。包括省间分摊和省内分摊等两种认定方式。 对于省间分摊，各省级行政区域受入（送出）电量，扣除非化 石能源电力交易认定量、化石能源电力交易电量等明确“一对一” 购售电关系和类型的电量后，如仍有剩余电量，统筹考虑所涉及省 级行政区域的电力结构、电能量交易关系等，开展非化石能源电力 消费省间分摊。 对于省内分摊，各省级行政区域经前述物理和交易认定到地级 行政区域和电力用户后的剩余电量，按照统一的省内分摊系数开展 非化石能源电力消费省内分摊。 （七）认定上限。结合省间省内电能量交易、电力用户下网电 量等情况，设置交易认定上限。省级层面，各省交易认定量应不超 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123
过全部受入（送出）电量扣除跨省跨区输电通道配套化石能源发电 项目交易电量后的规模。地市层面，各地市交易认定量应不超过本 地市所有电力用户总下网电量。电力用户，交易认定量应不超过其 下网电量。 三、非化石能源电力消费量的核算方法 （八）省级层面。省级行政区域非化石能源电力消费量，根据 本省非化石能源发电项目发电量、省间交易认定量及省间分摊量进 行核算。 （九）地市层面。地级行政区域非化石能源电力消费量，根据 辖区内全体电力用户的物理认定、交易认定和省内分摊量以及非化 石能源发电项目的物理认定量（即非化石能源发电项目生产耗用 电）进行核算。 （十）电力用户。电力用户非化石能源电力消费量，根据自身 物理认定、交易认定和省内分摊量进行核算。 四、保障措施 （十一）明确责任主体。省级层面由国家发展改革委、国家能 源局组织开展核算，地市层面由省级能源主管部门组织开展核算， 电力用户所覆盖的范围及核算责任方由省级能源主管部门根据工 作需要研究明确，另有规定的从其规定。 （十二）加强落地实施。国家发展改革委、国家能源局会同相 关部门建立核算工作机制，明确工作流程、时间节点和责任单位； 加强政策跟踪评估和指导协调，做好规则宣贯，优化完善核算方法， 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123
推动制修订相关标准；进一步完善绿证配套制度，完善省级绿证账 户系统功能，加快推动绿证市场建设。绿证核发机构和绿证交易机 构会同相关电力交易机构，加快完善绿证核发和交易系统功能，及 时披露绿证交易、电能量交易、交易认定上限等信息，加强对电力 用户的指导和提示，并按要求归集报送相关数据。省级能源主管部 门、省级双碳工作主管部门会同相关部门，组织电力交易机构、电 网企业等定期核算发布本省非化石能源电力消费分摊系数，满足地 市和电力用户认定核算需求。 （十三）做好衔接应用。做好与相关部门数据共享和工作对接， 支撑省级行政区域非化石能源消费比重统计核算、评价考核和高质 量发展综合绩效评价有关指标核算。做好与可再生能源消费最低比 重目标和可再生能源电力消纳责任权重政策衔接与应用。加强与碳 排放双控制度实施、碳排放统计核算、产品碳足迹管理等衔接，推 动完善相关标准规范，支撑各层级电力消费间接碳排放核算及产品 碳足迹核算。做好与绿证自愿消费有序衔接，引导支持有需求的组 织、企业及个人，结合其他应用场景参与绿证交易。 附件：1.省级行政区域非化石能源电力消费量核算方法 附件：2.地级行政区域非化石能源电力消费量核算方法 附件：3.电力用户非化石能源电力消费量核算方法 附件：4.相关术语 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123
附件1 省级行政区域非化石能源电力消费量核算方法 省级行政区域非化石能源电力消费量为本省非化石能源发电 项目发电量、省间电能量交易中的非化石能源电力消费认定量（以 下简称为省间电能量交易认定量）、省间绿证交易中的非化石能源 电力消费认定量（以下简称为省间绿证交易认定量）、省间非化石 能源电力消费分摊量（以下简称为省间分摊量）之和。 1.本省非化石能源项目发电量。包括省级行政区域内全部非化 石能源发电项目发电量，含自用项目和外送项目。 2.省间电能量交易认定量。包括省间常规电能量（含核电）交 易的非化石能源电量和绿电交易电量。省间常规电能量交易所有结 算电量均可明确“一对一”购售电关系的，以结算电量作为认定量； 否则，以合同电量与结算电量两者“按月取小”作为认定量。绿电 交易认定量以绿证结算电量为准。电能量交易认定量计入购电省 份，并从售电省份相应扣除。 对于部分区域电网统购统销的非化石能源电量，按电力交易或 签订协议等方式确定非化石能源电力消费归属后，剩余的由区域电 网各省份按全社会用电量比例分摊。 3.省间绿证交易认定量。考虑以下认定方式： ①省间现货交易中无法明确“一对一”购售电关系和电量类型 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123
的，购电省结合现货电量结算关系从售电省份购入的绿证，认定上 限内的电量可认定为购电省份的非化石能源电力消费量，并从售电 省份相应扣除。认定上限可由购售电省份协商确定，最大不超过各 自省间现货电量中无法明确类型的电量规模。 ②各省自愿参与的跨省绿证交易，认定上限内的电量可认定为 购证省份的非化石能源电力消费量，并从售证省份相应扣除。认定 上限为本省全年受入（送出）电量与跨省跨区输电通道配套化石能 源发电项目交易电量的差值，并扣除省间电能量交易认定量、方式 ①绿证交易认定电量等已经认定的规模。非化石能源资源富集省份 可结合本省非化石能源消费比重等情况，按月度事先明确通过绿证 自愿转让的非化石能源电力消费量上限，年内滚动调整。 4.省间分摊量。省级行政区域受入（送出）电量扣除化石能源 电力交易电量，以及按前述方式认定的非化石能源电力消费量后， 如仍有剩余未明确类型的电量记为省间剩余电量。所涉及的购售电 省份，①协商明确其中的非化石能源电力消费量，作为省间分摊量 计入购电省份，并从售电省份相应扣除。或②售电省份扣除的省间 分摊量，为本省省间剩余电量乘以本省上网电量中的非化石能源电 力占比；购电省份计入的省间分摊量，为其所在的区域或省间市场 中各售电省份扣除的省间分摊量加和后，乘以购电省份省间剩余电 量占比。 省间电能量交易认定量和省间分摊量，购售电省份均以购电侧 物理（关口）计量电量作为交易认定和分摊计入依据。省间绿证交 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123
易认定量，购售电省份均以购电侧电量作为交易认定计入和扣除依 据。跨省跨区输电线路损失电量从售电省份扣除。 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123
附件2 地级行政区域非化石能源电力消费量核算方法 地级行政区域非化石能源电力消费量为本地区非化石能源电 力消费物理认定量（以下简称为物理认定量）、本地区参与电能量 交易的非化石能源电力消费认定量（以下简称为电能量交易认定 量）、本地区参与绿证交易的非化石能源电力消费认定量（以下简 称为绿证交易认定量）、本地区参与省内非化石能源电力消费分摊 量（以下简称为省内分摊量）之和。 1.本地区物理认定量。包括本地区全部电力用户的非化石能源 电力自发自用电量，绿电直连等新业态新模式的自用电量，以及非 化石能源发电项目生产耗用电量。 2.本地区电能量交易认定量。包括本地区电力用户参与省间和 省内绿电交易购入的电量，以及参与省间和省内核电市场交易购入 的电量。 3.本地区绿证交易认定量。考虑以下认定方式： ①本地区电力用户购入的省内绿证，对应电量可认定为该地区 的非化石能源电力消费量。绿证交易机构应按省内常规电能量交易 中的可再生能源电量规模，确定全省各地区购入省内绿证的认定总 上限，避免超额认定。 ②本地区电力用户购入的省外绿证，对应电量可认定为该地区 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123
的非化石能源电力消费量。其中，符合附件1 省级行政区域非化石 能源电力消费量核算关于省间绿证交易认定方式的，直接认定到该 地区；其余的，绿证交易机构应按省间常规电能量交易的可再生能 源电量规模，并扣除其中绿证随常规电能量交易直接划转的规模 后，确定跨省绿证交易用于各购证省份地级行政区域非化石能源电 力消费的认定上限和各售证省份非化石能源电力消费的扣除上限， 避免超额认定。鼓励按照绿证跨省交易流向与各省省间常规电能量 交易流向一致开展认定。 ③本地区电力用户获得的省级账户划转或分配的绿证，以及省 间和省内存量常规水电交易直接划转的不可交易绿证，对应电量可 认定为该地区的非化石能源电力消费量。 4.本地区省内分摊量。具体为： 本地区分摊量=(本地区下网电量-本地区电能量交易认定量- 本地区绿证交易认定量)×省内分摊系数。省内分摊系数参考以下方 式按年度核算，鼓励具备条件的按月度核算，省内各地级行政区域 使用统一的省内分摊系数。 省内分摊系数=(省级行政区域非化石能源电力消费量-省内各 地区物理认定量-省内各地区电能量交易认定量-省内各地区绿证 交易认定量)÷(本省非化石能源项目发电量-省内各地区物理认定 量-省内各地区电能量交易认定量-省内各地区绿证交易认定量+ 本省化石能源发电项目上网电量+省间受入（送出）电量)。 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123
附件3 电力用户非化石能源电力消费量核算方法 电力用户非化石能源电力消费量为电力用户自身非化石能源 电力消费物理认定量（以下简称为物理认定量）、参与电能量交易 的非化石能源电力消费认定量（以下简称为电能量交易认定量）、 参与绿证交易的非化石能源电力消费认定量（以下简称为绿证交易 认定量）、参与省内非化石能源电力消费分摊量（以下简称为省内 分摊量）之和。 1.电力用户物理认定量。包括用户自身非化石能源电力自发自 用电量、绿电直连等新业态新模式的自用电量等。微电网所属可再 生能源项目向网内电力用户供应的电量，园区级源网荷储一体化所 属可再生能源项目向所在园区电力用户供应的电量，纳入物理认定 范畴。 2.电力用户电能量交易认定量。包括电力用户参与省间和省内 绿电交易购入的电量，以及参与省间和省内核电市场交易购入的电 量。 3.电力用户绿证交易认定量。考虑以下认定方式： ①电力用户购入的省内绿证，在本省认定上限内的电量可认定 为该电力用户的非化石能源电力消费量。绿证交易机构应按省内常 规电能量交易中的可再生能源电量规模，确定全省电力用户购入省 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123
内绿证的认定上限，避免超额认定。 ②电力用户购入的省外绿证，可认定为该电力用户的非化石能 源电力消费量。其中，符合附件1 省级行政区域非化石能源电力消 费量核算关于省间绿证交易认定方式的，直接认定到该电力用户； 其余的，绿证交易机构应按省间常规电能量交易的可再生能源电量 规模，并扣除其中绿证随电能量交易直接划转的规模后，确定跨省 绿证交易用于各购证省份地级行政区域非化石能源电力消费的认 定上限和各售证省份非化石能源电力消费的扣除上限，避免超额认 定。鼓励按照绿证跨省交易流向与各省省间常规电能量交易流向一 致开展认定。 ③电力用户获得的省级账户划转或分配的绿证，以及省间和省 内存量常规水电交易直接划转的不可交易绿证，对应电量可认定为 该电力用户的非化石能源电力消费量。 4.电力用户省内分摊量。具体为： 电力用户省内分摊量=(电力用户下网电量-电力用户电能量交 易认定量-电力用户绿证交易认定量)×省内分摊系数。省内分摊系 数的计算方法同附件2。 抽水蓄能、新型储能等储能电站蓄电时，蓄电电量可视为电力 用户下网电量，参考上述规则开展非化石能源电力消费量核算。 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123
附件4 相关术语 非化石能源电力消费。包括水电、风电、太阳能发电、生物质 能发电、地热能发电、海洋能发电等可再生能源电力消费和核电电 力消费。 非化石能源电力自发自用。电力用户通过自建非化石能源发电 设施，满足自身用电需求。 绿电直连。风电、太阳能发电、生物质能发电等不直接接入公 共电网，通过直连线路向电力用户供给绿电。 非化石能源发电项目生产耗用电。非化石能源发电项目（企业） 在电力生产过程中消耗的电量。 非化石能源常规电能量交易。发电企业与电力用户通过双边协 商、集中竞价、挂牌等方式达成的购售电交易，交易标的物不包括 绿证。 绿色电力交易（绿电交易）。以可再生能源电力和对应绿色环 境属性为标的物的电力交易品种，交易电力同时提供国家颁发的绿 证，用以满足发电企业、售电公司、电力用户等出售、购买可再生 能源电力的需求。 核电市场交易。核电企业与电力用户通过电力市场达成的购售 电交易。 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123
化石能源电力交易电量。化石能源发电企业参与电力市场达成 的交易电量。 省级行政区域受入（送出）电量。跨省跨区电力交易中，省级 行政区域送出或受入的电量，均以购电省份物理（关口）计量电量 进行统计，跨省跨区输电线路损失电量暂不计入省级行政区域。 用户下网电量。电力用户从公共电网获取并使用的电量。 地级行政区域下网电量。地级行政区域辖区内所有电力用户的 总下网电量。 存量常规水电。按照绿证核发有关规定，指2023 年1 月1 日 （不含）前投产、暂不核发可交易绿证的常规水电项目。 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123
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国家发展改革委等部门关于印发《非化石能源电力消费核算指南（试行）》的通知（发改能源〔2026〕622号）
非化石能源电力消费核算指南（试行） 为贯彻落实党中央、国务院决策部署，推动完善碳排放统计核 算体系，指导非化石能源电力消费核算工作，支撑电力消费间接碳 排放核算，促进电能量交易、绿证交易、碳排放核算等不同政策机 制有效衔接，更好推动碳排放双控制度实施，制定本指南。 一、基本原则 （一）统筹衔接。加强与能源统计、碳排放核算等制度衔接， 统筹考虑物理连接、电能量交易、绿证绿电交易等因素，分类明确 非化石能源电力消费认定规则和省（自治区、直辖市，下同）市（地 级）两级、电力用户核算方法。 （二）稳妥有序。结合电力市场、绿证市场等建设，稳妥有序 推动核算规则由以电能量交易为基础向电能量交易与绿证交易并 行转变。试行过程中按年核算，后续研究探索缩短核算周期。 （三）科学合理。优先基于物理连接、市场交易等方式开展直 接认定，无法直接认定的合理分摊，做好省间和地级行政区域间非 化石能源电力消费核算增减平衡、避免重复计入。 二、非化石能源电力消费量的认定方式 （四）物理认定。非化石能源电力自发自用电量、绿电直连等 新业态新模式的自用电量，认定为电力用户的非化石能源电力消费 量。非化石能源发电项目生产耗用电，认定为所属发电企业的非化 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234
石能源电力消费量。 （五）交易认定。包括电能量交易（包括非化石能源常规电能 量交易、绿电交易等，下同）、绿证交易（含绿证划转等，下同） 等两种认定方式。 对于可再生能源电力消费量，省级行政区域受入（送出）规模 以电能量交易、绿证交易进行认定；地级行政区域和电力用户下网 规模以绿证交易、绿电交易进行认定。用绿证作为认定依据的，应 为绿证核销量，并按照绿证对应电量生产时间计入相应核算年度， 鼓励电力用户随用随购、随购随销。 对于核电电力消费量，省级行政区域受入（送出）规模、地级 行政区域和电力用户下网规模以电能量交易进行认定。 （六）分摊认定。包括省间分摊和省内分摊等两种认定方式。 对于省间分摊，各省级行政区域受入（送出）电量，扣除非化 石能源电力交易认定量、化石能源电力交易电量等明确“一对一” 购售电关系和类型的电量后，如仍有剩余电量，统筹考虑所涉及省 级行政区域的电力结构、电能量交易关系等，开展非化石能源电力 消费省间分摊。 对于省内分摊，各省级行政区域经前述物理和交易认定到地级 行政区域和电力用户后的剩余电量，按照统一的省内分摊系数开展 非化石能源电力消费省内分摊。 （七）认定上限。结合省间省内电能量交易、电力用户下网电 量等情况，设置交易认定上限。省级层面，各省交易认定量应不超 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234
过全部受入（送出）电量扣除跨省跨区输电通道配套化石能源发电 项目交易电量后的规模。地市层面，各地市交易认定量应不超过本 地市所有电力用户总下网电量。电力用户，交易认定量应不超过其 下网电量。 三、非化石能源电力消费量的核算方法 （八）省级层面。省级行政区域非化石能源电力消费量，根据 本省非化石能源发电项目发电量、省间交易认定量及省间分摊量进 行核算。 （九）地市层面。地级行政区域非化石能源电力消费量，根据 辖区内全体电力用户的物理认定、交易认定和省内分摊量以及非化 石能源发电项目的物理认定量（即非化石能源发电项目生产耗用 电）进行核算。 （十）电力用户。电力用户非化石能源电力消费量，根据自身 物理认定、交易认定和省内分摊量进行核算。 四、保障措施 （十一）明确责任主体。省级层面由国家发展改革委、国家能 源局组织开展核算，地市层面由省级能源主管部门组织开展核算， 电力用户所覆盖的范围及核算责任方由省级能源主管部门根据工 作需要研究明确，另有规定的从其规定。 （十二）加强落地实施。国家发展改革委、国家能源局会同相 关部门建立核算工作机制，明确工作流程、时间节点和责任单位； 加强政策跟踪评估和指导协调，做好规则宣贯，优化完善核算方法， 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234
推动制修订相关标准；进一步完善绿证配套制度，完善省级绿证账 户系统功能，加快推动绿证市场建设。绿证核发机构和绿证交易机 构会同相关电力交易机构，加快完善绿证核发和交易系统功能，及 时披露绿证交易、电能量交易、交易认定上限等信息，加强对电力 用户的指导和提示，并按要求归集报送相关数据。省级能源主管部 门、省级双碳工作主管部门会同相关部门，组织电力交易机构、电 网企业等定期核算发布本省非化石能源电力消费分摊系数，满足地 市和电力用户认定核算需求。 （十三）做好衔接应用。做好与相关部门数据共享和工作对接， 支撑省级行政区域非化石能源消费比重统计核算、评价考核和高质 量发展综合绩效评价有关指标核算。做好与可再生能源消费最低比 重目标和可再生能源电力消纳责任权重政策衔接与应用。加强与碳 排放双控制度实施、碳排放统计核算、产品碳足迹管理等衔接，推 动完善相关标准规范，支撑各层级电力消费间接碳排放核算及产品 碳足迹核算。做好与绿证自愿消费有序衔接，引导支持有需求的组 织、企业及个人，结合其他应用场景参与绿证交易。 附件：1.省级行政区域非化石能源电力消费量核算方法 附件：2.地级行政区域非化石能源电力消费量核算方法 附件：3.电力用户非化石能源电力消费量核算方法 附件：4.相关术语 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234
附件1 省级行政区域非化石能源电力消费量核算方法 省级行政区域非化石能源电力消费量为本省非化石能源发电 项目发电量、省间电能量交易中的非化石能源电力消费认定量（以 下简称为省间电能量交易认定量）、省间绿证交易中的非化石能源 电力消费认定量（以下简称为省间绿证交易认定量）、省间非化石 能源电力消费分摊量（以下简称为省间分摊量）之和。 1.本省非化石能源项目发电量。包括省级行政区域内全部非化 石能源发电项目发电量，含自用项目和外送项目。 2.省间电能量交易认定量。包括省间常规电能量（含核电）交 易的非化石能源电量和绿电交易电量。省间常规电能量交易所有结 算电量均可明确“一对一”购售电关系的，以结算电量作为认定量； 否则，以合同电量与结算电量两者“按月取小”作为认定量。绿电 交易认定量以绿证结算电量为准。电能量交易认定量计入购电省 份，并从售电省份相应扣除。 对于部分区域电网统购统销的非化石能源电量，按电力交易或 签订协议等方式确定非化石能源电力消费归属后，剩余的由区域电 网各省份按全社会用电量比例分摊。 3.省间绿证交易认定量。考虑以下认定方式： ①省间现货交易中无法明确“一对一”购售电关系和电量类型 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234
的，购电省结合现货电量结算关系从售电省份购入的绿证，认定上 限内的电量可认定为购电省份的非化石能源电力消费量，并从售电 省份相应扣除。认定上限可由购售电省份协商确定，最大不超过各 自省间现货电量中无法明确类型的电量规模。 ②各省自愿参与的跨省绿证交易，认定上限内的电量可认定为 购证省份的非化石能源电力消费量，并从售证省份相应扣除。认定 上限为本省全年受入（送出）电量与跨省跨区输电通道配套化石能 源发电项目交易电量的差值，并扣除省间电能量交易认定量、方式 ①绿证交易认定电量等已经认定的规模。非化石能源资源富集省份 可结合本省非化石能源消费比重等情况，按月度事先明确通过绿证 自愿转让的非化石能源电力消费量上限，年内滚动调整。 4.省间分摊量。省级行政区域受入（送出）电量扣除化石能源 电力交易电量，以及按前述方式认定的非化石能源电力消费量后， 如仍有剩余未明确类型的电量记为省间剩余电量。所涉及的购售电 省份，①协商明确其中的非化石能源电力消费量，作为省间分摊量 计入购电省份，并从售电省份相应扣除。或②售电省份扣除的省间 分摊量，为本省省间剩余电量乘以本省上网电量中的非化石能源电 力占比；购电省份计入的省间分摊量，为其所在的区域或省间市场 中各售电省份扣除的省间分摊量加和后，乘以购电省份省间剩余电 量占比。 省间电能量交易认定量和省间分摊量，购售电省份均以购电侧 物理（关口）计量电量作为交易认定和分摊计入依据。省间绿证交 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234
易认定量，购售电省份均以购电侧电量作为交易认定计入和扣除依 据。跨省跨区输电线路损失电量从售电省份扣除。 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234
附件2 地级行政区域非化石能源电力消费量核算方法 地级行政区域非化石能源电力消费量为本地区非化石能源电 力消费物理认定量（以下简称为物理认定量）、本地区参与电能量 交易的非化石能源电力消费认定量（以下简称为电能量交易认定 量）、本地区参与绿证交易的非化石能源电力消费认定量（以下简 称为绿证交易认定量）、本地区参与省内非化石能源电力消费分摊 量（以下简称为省内分摊量）之和。 1.本地区物理认定量。包括本地区全部电力用户的非化石能源 电力自发自用电量，绿电直连等新业态新模式的自用电量，以及非 化石能源发电项目生产耗用电量。 2.本地区电能量交易认定量。包括本地区电力用户参与省间和 省内绿电交易购入的电量，以及参与省间和省内核电市场交易购入 的电量。 3.本地区绿证交易认定量。考虑以下认定方式： ①本地区电力用户购入的省内绿证，对应电量可认定为该地区 的非化石能源电力消费量。绿证交易机构应按省内常规电能量交易 中的可再生能源电量规模，确定全省各地区购入省内绿证的认定总 上限，避免超额认定。 ②本地区电力用户购入的省外绿证，对应电量可认定为该地区 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234
的非化石能源电力消费量。其中，符合附件1 省级行政区域非化石 能源电力消费量核算关于省间绿证交易认定方式的，直接认定到该 地区；其余的，绿证交易机构应按省间常规电能量交易的可再生能 源电量规模，并扣除其中绿证随常规电能量交易直接划转的规模 后，确定跨省绿证交易用于各购证省份地级行政区域非化石能源电 力消费的认定上限和各售证省份非化石能源电力消费的扣除上限， 避免超额认定。鼓励按照绿证跨省交易流向与各省省间常规电能量 交易流向一致开展认定。 ③本地区电力用户获得的省级账户划转或分配的绿证，以及省 间和省内存量常规水电交易直接划转的不可交易绿证，对应电量可 认定为该地区的非化石能源电力消费量。 4.本地区省内分摊量。具体为： 本地区分摊量=(本地区下网电量-本地区电能量交易认定量- 本地区绿证交易认定量)×省内分摊系数。省内分摊系数参考以下方 式按年度核算，鼓励具备条件的按月度核算，省内各地级行政区域 使用统一的省内分摊系数。 省内分摊系数=(省级行政区域非化石能源电力消费量-省内各 地区物理认定量-省内各地区电能量交易认定量-省内各地区绿证 交易认定量)÷(本省非化石能源项目发电量-省内各地区物理认定 量-省内各地区电能量交易认定量-省内各地区绿证交易认定量+ 本省化石能源发电项目上网电量+省间受入（送出）电量)。 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234
附件3 电力用户非化石能源电力消费量核算方法 电力用户非化石能源电力消费量为电力用户自身非化石能源 电力消费物理认定量（以下简称为物理认定量）、参与电能量交易 的非化石能源电力消费认定量（以下简称为电能量交易认定量）、 参与绿证交易的非化石能源电力消费认定量（以下简称为绿证交易 认定量）、参与省内非化石能源电力消费分摊量（以下简称为省内 分摊量）之和。 1.电力用户物理认定量。包括用户自身非化石能源电力自发自 用电量、绿电直连等新业态新模式的自用电量等。微电网所属可再 生能源项目向网内电力用户供应的电量，园区级源网荷储一体化所 属可再生能源项目向所在园区电力用户供应的电量，纳入物理认定 范畴。 2.电力用户电能量交易认定量。包括电力用户参与省间和省内 绿电交易购入的电量，以及参与省间和省内核电市场交易购入的电 量。 3.电力用户绿证交易认定量。考虑以下认定方式： ①电力用户购入的省内绿证，在本省认定上限内的电量可认定 为该电力用户的非化石能源电力消费量。绿证交易机构应按省内常 规电能量交易中的可再生能源电量规模，确定全省电力用户购入省 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234
内绿证的认定上限，避免超额认定。 ②电力用户购入的省外绿证，可认定为该电力用户的非化石能 源电力消费量。其中，符合附件1 省级行政区域非化石能源电力消 费量核算关于省间绿证交易认定方式的，直接认定到该电力用户； 其余的，绿证交易机构应按省间常规电能量交易的可再生能源电量 规模，并扣除其中绿证随电能量交易直接划转的规模后，确定跨省 绿证交易用于各购证省份地级行政区域非化石能源电力消费的认 定上限和各售证省份非化石能源电力消费的扣除上限，避免超额认 定。鼓励按照绿证跨省交易流向与各省省间常规电能量交易流向一 致开展认定。 ③电力用户获得的省级账户划转或分配的绿证，以及省间和省 内存量常规水电交易直接划转的不可交易绿证，对应电量可认定为 该电力用户的非化石能源电力消费量。 4.电力用户省内分摊量。具体为： 电力用户省内分摊量=(电力用户下网电量-电力用户电能量交 易认定量-电力用户绿证交易认定量)×省内分摊系数。省内分摊系 数的计算方法同附件2。 抽水蓄能、新型储能等储能电站蓄电时，蓄电电量可视为电力 用户下网电量，参考上述规则开展非化石能源电力消费量核算。 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234
附件4 相关术语 非化石能源电力消费。包括水电、风电、太阳能发电、生物质 能发电、地热能发电、海洋能发电等可再生能源电力消费和核电电 力消费。 非化石能源电力自发自用。电力用户通过自建非化石能源发电 设施，满足自身用电需求。 绿电直连。风电、太阳能发电、生物质能发电等不直接接入公 共电网，通过直连线路向电力用户供给绿电。 非化石能源发电项目生产耗用电。非化石能源发电项目（企业） 在电力生产过程中消耗的电量。 非化石能源常规电能量交易。发电企业与电力用户通过双边协 商、集中竞价、挂牌等方式达成的购售电交易，交易标的物不包括 绿证。 绿色电力交易（绿电交易）。以可再生能源电力和对应绿色环 境属性为标的物的电力交易品种，交易电力同时提供国家颁发的绿 证，用以满足发电企业、售电公司、电力用户等出售、购买可再生 能源电力的需求。 核电市场交易。核电企业与电力用户通过电力市场达成的购售 电交易。 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234
化石能源电力交易电量。化石能源发电企业参与电力市场达成 的交易电量。 省级行政区域受入（送出）电量。跨省跨区电力交易中，省级 行政区域送出或受入的电量，均以购电省份物理（关口）计量电量 进行统计，跨省跨区输电线路损失电量暂不计入省级行政区域。 用户下网电量。电力用户从公共电网获取并使用的电量。 地级行政区域下网电量。地级行政区域辖区内所有电力用户的 总下网电量。 存量常规水电。按照绿证核发有关规定，指2023 年1 月1 日 （不含）前投产、暂不核发可交易绿证的常规水电项目。 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:44 120.231.220.234
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国家发展改革委等部门关于印发《非化石能源电力消费核算指南（试行）》的通知（发改能源〔2026〕622号）
国家发展改革委等部门关于促进可再生能 源绿色电力证书市场高质量发展的意见 发改能源〔2025〕262 号 各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、能 源局、工业和信息化主管部门、商务主管部门、数据管理部 门，国家能源局各派出机构，国家电网有限公司、中国南方 电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司，有 关中央企业，北京、广州、内蒙古电力交易中心，水电水利 规划设计总院、电力规划设计总院： 加快推进可再生能源绿色电力证书（以下简称绿证）市 场建设，是以更大力度推动可再生能源高质量发展的关键举 措，是健全绿色低碳发展机制的重要内容，是经济社会发展 全面绿色转型的内在要求。为贯彻落实《中华人民共和国能 源法》有关规定，加快建立绿色能源消费促进机制，推动绿 证市场高质量发展，进一步提升全社会绿色电力消费水平， 提出以下意见。 一、总体要求 以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯 彻落实党的二十大和二十届二中、三中全会精神，深入落实 “四个革命、一个合作”能源安全新战略，充分发挥市场在 资源配置中的决定性作用，更好发挥政府作用，大力培育绿 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:25 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:25 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:25 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:25 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:25 2409:8a55:3011:e1c4:18
证市场，激发绿色电力消费需求，引导绿证价格合理体现绿 色电力环境价值，加快形成绿色生产方式和生活方式。 到2027 年，绿证市场交易制度基本完善，强制消费与 自愿消费相结合的绿色电力消费机制更加健全，绿色电力消 费核算、认证、标识等制度基本建立，绿证与其他机制衔接 更加顺畅，绿证市场潜力加快释放，绿证国际应用稳步推进， 实现全国范围内绿证畅通流动。到2030 年，绿证市场制度 体系进一步健全，全社会自主消费绿色电力需求显著提升， 绿证市场高效有序运行，绿证国际应用有效实现，绿色电力 环境价值合理体现，有力支撑可再生能源高质量发展，助力 经济社会发展全面绿色转型。 二、稳定绿证市场供给 （一）及时自动核发绿证。加快可再生能源发电项目建 档立卡，原则上当月完成上个月并网项目建档立卡。强化国 家绿证核发交易系统功能技术支撑，依据电网企业和电力交 易机构提供的已建档立卡可再生能源发电项目月度结算电 量，逐月统一批量自动核发绿证，原则上当月完成上个月电 量对应绿证核发。 （二）提升绿色电力交易规模。加快提升以绿色电力和 对应绿色电力环境价值为标的物的绿色电力交易规模，稳步 推动风电（含分散式风电和海上风电）、太阳能发电（含分 布式光伏发电和光热发电），以及生物质发电、地热能发电、 海洋能发电等可再生能源发电项目参与绿色电力交易。 （三）健全绿证核销机制。完善绿证全生命周期闭环管 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:25 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:25 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:25 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:25 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:25 2409:8a55:3011:e1c4:18
理，规范绿证核销机制。对已声明完成绿色电力消费的绿证， 依据绿色电力消费认证凭证或其他声明材料予以核销；对未 交易或已交易但未声明完成绿色电力消费的绿证，超过有效 期后自动予以核销；对申请中国核证自愿减排量（CCER）的 深远海海上风电、光热发电项目，在完成减排量核查和登记 后，对减排量对应的绿证予以核销。 （四）支持绿证跨省流通。推动绿证在全国范围内合理 流通，各地区不得以任何方式限制绿证交易区域。支持发用 双方自主参与绿证交易或绿色电力交易，推动绿证在更大范 围内优化配置。 三、激发绿证消费需求 （五）明确绿证强制消费要求。依法稳步推进绿证强制 消费，逐步提高绿色电力消费比例并使用绿证核算。加快提 升钢铁、有色、建材、石化、化工等行业企业和数据中心， 以及其他重点用能单位和行业的绿色电力消费比例，到2030 年原则上不低于全国可再生能源电力总量消纳责任权重平 均水平；国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例在 80%基础上进一步提升。在有条件的地区分类分档打造一批 高比例消费绿色电力的绿电工厂、绿电园区等，鼓励其实现 100%绿色电力消费。将绿色电力消费信息纳入上市企业环境、 社会和公司治理（ESG）报告体系。 （六）健全绿证自愿消费机制。鼓励相关用能单位在强 制绿色电力消费比例之上，进一步提升绿色电力消费比例。 发挥政府部门、事业单位、国有企业引领作用，稳步提升绿 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:25 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:25 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:25 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:25 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:25 2409:8a55:3011:e1c4:18
色电力消费水平。鼓励企业主动披露绿色电力消费情况。鼓 励行业龙头企业、跨国公司及其产业链企业、外向型企业打 造绿色产业链供应链，逐年提高绿色电力消费比例，协同推 进企业绿色转型。建设一批高比例消费绿色电力的绿电建筑、 绿电社区。推广绿色充电桩，支持新能源汽车充绿电。鼓励 居民消费绿色电力，推动电网企业、绿证交易平台等机构为 居民购买绿证提供更便利服务，将绿色电力消费纳入绿色家 庭、绿色出行等评价指标。研究建立以绿证为基础的绿色电 力消费分档分级标识。 （七）完善金融财政相关支持政策。加大绿色金融对企 业、产品和活动等开展绿色电力消费的支持力度，强化绿色 信贷支持。将绿色电力消费要求纳入绿色产品评价标准，研 究制定政府采购支持绿色产品政策。 四、完善绿证交易机制 （八）健全绿证市场价格机制。健全绿证价格形成机制， 加强绿证价格监测，研究建立绿证价格指数，引导绿证价格 在合理水平运行。参考绿证单独交易价格，合理形成绿色电 力交易中的绿证价格。 （九）优化绿证交易机制。完善全国统一的绿证交易体 系，强化绿证交易平台建设。推动发用双方签订绿证中长期 购买协议。支持代理机构参与分布式新能源发电项目绿证核 发和交易。加快设立省级绿证账户，完善电网代理购电相应 存量水电绿证的划转机制。 （十）完善绿色电力交易机制。推进多年、年度、月度 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:25 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:25 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:25 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:25 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:25 2409:8a55:3011:e1c4:18
以及月内绿色电力交易机制建设，鼓励发用双方签订多年期 购买协议。鼓励各地通过绿色电力交易形式落实国家能源战 略、规划，有效扩大跨省跨区供给。鼓励具备条件的地区结 合分布式新能源资源禀赋和用户实际需求，推动分布式新能 源就近聚合参与绿色电力交易。 五、拓展绿证应用场景 （十一）加快绿证标准体系建设。研究绿证相关标准体 系，编制绿色电力消费标准目录，按照急用先行原则，加快 各类标准制定工作。推动绿证与重点行业企业碳排放核算和 重点产品碳足迹核算标准有效衔接。 （十二）建立绿色电力消费核算机制。建立基于绿证的 绿色电力消费核算机制，制定绿色电力消费核算规范，明确 绿色电力消费核算流程和核算方法。开展绿色电力消费核算 服务，为企业提供权威的绿色电力消费清单。完善绿色电力 消费统计排名维度和层级。 （十三）开展绿色电力消费认证。制定绿色电力消费认 证相关技术标准、规则、标识，建立符合我国国情的绿色电 力消费认证机制，鼓励第三方认证机构开展面向不同行业和 领域的绿色电力消费认证，推进认证结果在相关领域的采信 和应用。鼓励相关主体积极使用绿色电力消费标识，提高其 品牌形象和市场竞争力。 （十四）推动绿证与其他机制有效衔接。推动将可再生 能源电力消纳责任权重压实至重点用能单位，使用绿证用于 权重核算。逐步扩大绿色电力消费比例要求的行业企业范围 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:25 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:25 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:25 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:25 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:25 2409:8a55:3011:e1c4:18
并使用绿证核算。推动将绿色电力消费要求纳入重点用能和 碳排放单位节能降碳管理办法。加强绿证与碳排放核算衔接， 强化绿证在重点产品碳足迹核算和产品碳标识中的应用。 六、推动绿证应用走出去 （十五）推动绿证标准国际化。坚持“引进来”和“走 出去”相结合，统筹做好国际标准和国内标准编制。推动我 国绿色电力消费标准用于国际绿色电力消费核算与认证，提 升标准的权威性和认可度。加快绿色电力消费国际标准编制， 推动我国绿色电力消费标准转化为国际标准。做好通用核算 方法和标准国际推广工作。 （十六）加强国际合作交流。在政府间机制性对话中将 绿证作为重要议题，支持各类机构及企业针对绿色电力消费 的标准制定、认证对接、核算应用等工作与国际社会开展务 实交流与合作，引导贸易伙伴认可中国绿证。与国际组织做 好沟通交流，加大宣介力度，推动扩大中国绿证使用场景。 培育具有国际影响力的绿色电力消费认证机构，鼓励行业成 立绿色电力消费倡议国际组织，提升绿证对用能企业覆盖面 和影响力，增强企业绿色竞争力。 （十七）强化政策宣介服务。灵活多样开展绿证政策宣 贯活动，推动形成主动消费绿色电力的良好氛围。鼓励开展 宣贯会、洽谈会等促进绿证交易的活动。鼓励各地，特别是 京津冀、长三角、粤港澳大湾区等绿证需求较多的地区，探 索设立绿证绿电服务中心，更好满足绿色电力消费需求。 国家能源局会同相关部门开展绿证市场监测，加强绿证 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:25 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:25 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:25 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:25 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:25 2409:8a55:3011:e1c4:18
与其他机制的统筹衔接，共同推动绿证市场建设，营造消费 绿色电力良好氛围。绿证核发机构和各绿证交易平台要认真 落实主体责任，高效规范做好绿证核发和交易。各省级能源 主管部门会同相关部门，组织相关用能单位落实好绿色电力 消费比例目标要求。国家能源局各派出机构做好辖区内绿证 市场监管。 国家发展改革委 国家能源局 工业和信息化部 商 务 部 国家数据局 2025 年3 月6 日 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:25 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:25 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:25 2409:8a55:3011:e1c4:18 2026年10月26日 0:8:25 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a350 2026年10月26日 0:8:2 2409:8a55:3011:e1c4:1809:bead:ba47:a35 2026年10月26日 0:8:25 2409:8a55:3011:e1c4:18
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国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于修订省间电力现货交易规则的复函（发改办体改〔2026〕275号）
国家发展改革委办公厅国家能源局综合司 关于修订省间电力现货交易规则的复函 发改办体改〔2026〕275 号 国家电网有限公司： 你公司《关于省间电力现货交易规则修订工作的请示》 收悉。现批复如下。 一、原则同意修订后的《省间电力现货交易规则》，请 你公司会同有关方面按照修订后的规则，认真组织实施省间 电力现货交易，切实发挥省间现货交易促进更大范围资源配 置、余缺互济的作用。 二、你公司要强化统筹协同，扎实做好省间电力现货市 场与跨电网经营区交易、省间中长期市场、各省（区、市） 内电力现货市场的高效衔接。切实维护省间电力现货交易公 平竞争秩序，保障各类经营主体平等参与市场交易的合法权 益，营造公开透明、公平公正、规范有序的市场环境。 三、要结合省间电力现货市场运行实际，稳步扩大市场 交易范围，加快研究论证用户侧直接参与省间电力现货市场 的可行路径，完善计量、结算、风险防控等配套措施，适时 推动用户侧主体有序参与。 四、要统筹兼顾市场交易效率与电网运行安全，严守安 全底线，强化交易流程风险防控，完善应急处置机制，及时 梳理、解决市场运行中的新情况、新问题，不断优化完善交 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:47 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:47 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:47 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:47 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:47 120.231.220.234
易规则和运营机制，重大事项及时向国家发展改革委、国家 能源局报告。 附件：省间电力现货交易规则 国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司 2026 年4 月14 日 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:47 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:47 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:47 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:47 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:47 120.231.220.234
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国家发展改革委等部门关于印发《非化石能源电力消费核算指南（试行）》的通知（发改能源〔2026〕622号）
国家发展改革委等部门关于印发 《非化石能源电力消费核算指南（试行）》 的通知 发改能源〔2026〕622 号 各省、自治区、直辖市及新疆生产建设兵团发展改革委、能 源局、生态环境厅（局）、统计局、数据管理部门，国家电 网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集 团）有限责任公司，有关发电企业，北京、广州电力交易中 心，水电水利规划设计总院，中国电力企业联合会： 为贯彻落实党中央和国务院关于碳达峰碳中和的重大 决策部署，推动完善碳排放统计核算体系，我们制定了《非 化石能源电力消费核算指南（试行）》，现印发给你们，请 按此做好相关工作。本指南自印发之日起试行，用于2026 年及以后年份非化石能源电力消费核算。试行过程中如有问 题和建议，请及时向国家发展改革委、国家能源局反馈。 国家发展改革委 国家能源局 生态环境部 国家统计局 国家数据局 2026 年5 月6 日 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:43 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:43 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:43 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:43 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:4 120.231.220.234 2026年10月9日 0:13:43 120.231.220.234
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国家发展改革委等部门关于印发《非化石能源电力消费核算指南（试行）》的通知（发改能源〔2026〕622号）
国家发展改革委等部门关于印发 《非化石能源电力消费核算指南（试行）》 的通知 发改能源〔2026〕622 号 各省、自治区、直辖市及新疆生产建设兵团发展改革委、能 源局、生态环境厅（局）、统计局、数据管理部门，国家电 网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集 团）有限责任公司，有关发电企业，北京、广州电力交易中 心，水电水利规划设计总院，中国电力企业联合会： 为贯彻落实党中央和国务院关于碳达峰碳中和的重大 决策部署，推动完善碳排放统计核算体系，我们制定了《非 化石能源电力消费核算指南（试行）》，现印发给你们，请 按此做好相关工作。本指南自印发之日起试行，用于2026 年及以后年份非化石能源电力消费核算。试行过程中如有问 题和建议，请及时向国家发展改革委、国家能源局反馈。 国家发展改革委 国家能源局 生态环境部 国家统计局 国家数据局 2026 年5 月6 日 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:3 116.77.33.123 2026年9月30日 7:38:34 116.77.33.123