2026年电力改革最新消息显示，国家能源局联合发改委已发布新一轮电力体制改革配套政策，核心聚焦市场化交易扩容、新型电力系统配套机制完善两大方向，将推动电力资源配置效率进一步提升。
市场化交易规模再扩容
2026年电力改革的核心动作之一是扩大电力市场化交易覆盖范围，政策明确要求全国市场化交易电量占全社会用电量比例提升至65%以上（2025年为58%）。具体来看，新增纳入市场化交易的主体包括：年用电量100万千瓦时及以上的一般工商业用户、部分县域级售电公司、分布式光伏自发自用余量交易主体。同时，跨省跨区市场化交易的输电通道利用效率被纳入考核，要求特高压通道市场化交易电量占比不低于80%，以此促进区域电力供需平衡。
新型电力系统配套机制落地
针对新型电力系统建设的痛点，2026年电力改革出台了三项关键配套机制：一是建立“源网荷储一体化”项目的市场化准入绿色通道，项目可直接参与中长期电力交易，无需额外审批；二是完善辅助服务市场规则，新增调峰、调频、调压等辅助服务的市场化定价机制，明确新能源场站需按比例承担辅助服务义务；三是建立电力现货市场的实时平衡机制，要求现货市场的结算周期从15分钟缩短至5分钟，提升系统对新能源出力波动的响应能力。
电价形成机制进一步优化
2026年电力改革对电价形成机制进行了细化调整：一方面，保留居民、农业等民生类用电的目录电价，同时将工商业目录电价全面退出，全部执行市场化交易电价；另一方面，建立“基准价+上下浮动”的市场化电价浮动区间，明确上浮不超过10%、下浮不超过20%，浮动范围可根据区域供需情况动态调整。此外，政策要求各地建立电价信息公开平台，实时发布市场化交易电价、输配电价等信息，保障市场主体的知情权。
常见问题？
2026年电力改革后，一般工商业用户的用电成本会大幅上涨吗？
不会大幅上涨。政策明确了市场化电价的浮动上限（上浮不超过10%），同时部分地区会针对高耗能行业设置阶梯式市场化电价，倒逼其节能降本；此外，用户可通过参与中长期交易锁定电价，规避短期波动风险。
分布式光伏的自发自用余量交易在2026年电力改革中有哪些变化？
分布式光伏自发自用余量交易的门槛降低，年发电量10万千瓦时及以上的分布式光伏项目可直接参与市场化交易；同时，余量交易的结算周期从月度缩短至周度，提升了交易的灵活性。
2026年电力改革对新能源场站的要求有哪些？
新能源场站需按比例承担辅助服务义务（如调峰、调频），未完成义务的场站将被限制参与市场化交易；同时，新能源场站需接入电力现货市场，实时参与电力平衡，提升系统的稳定性。
民生类用电的电价在2026年电力改革中会调整吗？
居民、农业等民生类用电的目录电价保持稳定，未纳入市场化交易范围，因此其用电成本不会因本次电力改革产生大幅波动。
跨省跨区电力交易的通道利用效率考核有什么具体要求？
政策要求特高压输电通道的市场化交易电量占比不低于80%，未达标的通道运营方将被核减下一年度的输电通道容量配额，以此倒逼通道资源的高效利用。