市场化交易规模再扩容
2026年电力改革的核心动作之一是市场化交易规模的进一步扩容，国家发改委、国家能源局联合印发的《2026年电力市场化交易实施方案》明确，2026年全国电力市场化交易电量占全社会用电量的比例将提升至65%，较2025年的58%增长7个百分点。此次扩容覆盖范围进一步扩大，除传统的工业、商业用户外，将10千伏及以下的中小微工商业用户全面纳入市场化交易范围，同时允许具备条件的居民用户自愿参与绿电市场化交易。交易品种也进一步丰富，新增了月度绿电双边协商交易、季度电力期货交易试点，为市场主体提供更多风险对冲工具。绿电交易机制持续优化
针对绿电交易中存在的溯源难、溢价机制不明确等问题，2026年电力改革对绿电交易机制进行了系统性优化。一方面，建立了全国统一的绿电溯源体系，依托国家电力交易平台的区块链技术，实现绿电从发电、输电、配电到用电的全流程可追溯，确保绿电属性的唯一性和真实性；另一方面，完善了绿电溢价形成机制，将绿电溢价分为环境价值溢价和市场供需溢价两部分，环境价值溢价由国家统一核定，市场供需溢价由交易双方协商确定，同时明确绿电溢价收益的20%将用于支持可再生能源消纳配套设施建设。此外，2026年还启动了绿电证书与碳交易市场的衔接试点，允许符合条件的绿电证书直接用于碳减排量抵扣。输配电价改革深化落地
2026年电力改革继续深化输配电价改革，重点推进省级电网输配电价的动态调整机制落地。根据新的改革方案，省级电网输配电价将每两年调整一次，调整依据包括电网投资成本、运营效率、可再生能源消纳任务完成情况等因素。同时，进一步细化了输配电价的分类标准，将工商业用户的输配电价分为普通工商业、高耗能工商业、绿电配套工商业三类，其中绿电配套工商业用户的输配电价给予10%的优惠，以鼓励用户使用绿电。此外，2026年还启动了跨区域输配电价的市场化定价试点，允许跨区域电力交易的输配电价由交易双方协商确定，进一步降低跨区域电力交易成本。常见问题？
2026年电力改革中，中小微工商业用户参与市场化交易有哪些要求？
中小微工商业用户参与2026年电力市场化交易需满足两个核心要求：一是用电电压等级在10千伏及以下；二是年用电量达到10万千瓦时及以上。符合条件的用户可通过当地电力交易中心或授权的售电公司参与交易，无需缴纳额外的交易保证金。
绿电交易的溯源体系具体是如何运作的？
全国统一的绿电溯源体系依托区块链技术运作，具体流程为：首先，可再生能源发电企业在发电时，将每一度绿电的发电时间、地点、装机容量等信息上传至区块链平台；其次，输电企业在传输绿电时，将传输路径、损耗等信息同步至区块链；最后，用电企业在使用绿电时，可通过电力交易平台查询所购绿电的全流程溯源信息，确保其绿电属性真实有效。
输配电价的动态调整机制对电网企业有哪些影响？
输配电价动态调整机制对电网企业的影响主要体现在三个方面：一是倒逼电网企业提升运营效率，降低运营成本，以获得更高的输配电价核定水平；二是要求电网企业加大对可再生能源消纳配套设施的投资，以完成消纳任务并获得相应的价格支持；三是推动电网企业优化输配电价的分类管理，更好地服务不同类型的用户。
2026年电力改革是否会影响居民用电价格？
2026年电力改革中，居民用电价格将保持相对稳定。对于自愿参与绿电市场化交易的居民用户，其用电价格由基础电价和绿电溢价两部分组成，基础电价仍执行现行的居民阶梯电价政策，绿电溢价部分由交易双方协商确定；对于未参与市场化交易的居民用户，用电价格维持现有标准不变。