一、改革主线：新能源全面入市与价格机制完善
2026年电力体制改革的核心任务是推动全国统一电力市场从“建起来”转向“用起来”，通过新能源全电量入市、跨省跨区交易常态化和电价机制理顺，提高电力资源配置效率。改革将更直接地影响工商业用户电价、新能源投资收益和系统调节能力建设。
2026年，新能源发电不再主要依赖固定电价和保障性收购，而是通过中长期交易、现货市场参与竞争。政策引导风电、光伏以“差价合约”“政府授权合约”等方式入市，既保证存量项目合理收益，又让增量项目通过市场发现价格。与之配套，分时电价机制进一步细化，高峰、低谷价差拉大，引导用户错峰用电。
| 电源类型 | 2026年主要市场化方式 | 价格形成特点 |
|---|---|---|
| 风电/光伏 | 中长期+现货+差价合约 | 电量由市场定价，差价部分稳定收益 |
| 煤电 | 中长期+现货+容量电价 | 电量电价反映燃料成本，容量电价保障固定成本回收 |
| 储能 | 现货套利+辅助服务+容量租赁 | 峰谷价差和调频收益为主要收入 |
二、全国统一电力市场进入“深运行”阶段
2026年省间与省内市场衔接更加紧密，跨省跨区现货交易覆盖范围扩大，富余新能源通过跨区通道在更大范围消纳。全国统一电力市场体系下，中长期交易“压舱石”作用与现货市场“发现价格”作用结合，市场配置资源的决定性作用进一步显现。
市场监管方面，2026年重点完善市场信息披露、市场力监测和信用管理，防止价格异常波动。发电企业和电力用户参与市场交易的流程进一步规范，主要步骤如下：
- 完成市场注册并签订并网调度协议或供用电合同；
- 根据年度中长期交易方案签订合约；
- 参与日前或实时现货市场申报；
- 按出清结果执行并结算偏差电量。
三、容量电价与输配电价协同，保障系统安全
随着新能源占比提高，单纯电量电价难以支撑可靠性电源成本。2026年容量电价机制覆盖范围继续扩大，煤电、气电以及部分独立储能通过容量补偿获得稳定收入。输配电价改革进一步厘清电网输配成本，推动增量配电网、微电网规范发展。对用户而言，电价构成更加透明：电量电价、容量电价、输配电价、政府性基金及附加分别列示，有利于形成合理预期。
四、常见问题：2026年电力体制改革具体会怎样影响用户？
2026年电力体制改革会直接推高工商业电价吗？
不会简单推高。市场化定价后，工商业电价随供需波动，但通过中长期合同锁定大部分电量、加强市场监管和容量电价疏导，可以平抑价格波动。用户在高峰时段多用高价电、低谷时段多用低价电，反而能降低综合用电成本。
居民和农业用电是否会进入市场交易？
2026年居民、农业用电仍由电网企业保障供应，执行目录电价或政府定价机制。改革重点在工商业用户和发电侧，居民农业用电价格保持基本稳定，不会直接参与市场报价。
新能源全面入市后，风电、光伏项目还能获得稳定收益吗？
能。2026年政策普遍采用“差价合约”或“政府授权合约”方式，项目仍可通过市场交易获得电量收入。当市场价格低于合约基准价时，差价部分予以补偿；高于基准价时，超出收益按规定处理，从而稳定长期预期。
2026年企业参与电力市场交易需要完成哪些步骤？
主要步骤包括：一是完成市场注册和用电信息接入；二是根据实际用电需求选择售电公司或直接参与交易；三是签订年度、月度中长期合同；四是在现货市场开展日前申报；五是按照结算规则缴纳电费并处理偏差电量。