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。根据国家能源局2026年发布的《电力市场建设推进方案》，今年全国电力市场化交易电量占全社会用电量的比例将从2025年的62%提升至68%，其中跨省跨区市场化交易电量占比将突破35%。为支撑扩容，全国统一电力市场交易平台的功能迭代已完成，新增了“绿电交易撮合优先级”“跨省跨区交易实时结算”两大模块，可实现绿电交易的全流程透明化管理。此外，江苏、广东等12个省级电力市场试点将在2026年第三季度完成与全国统一市场的全面衔接，打破省级市场的壁垒，提升电力资源的跨区域配置效率。

输配电价机制优化落地

2026年电力改革的另一项关键内容是输配电价机制的优化调整。国家发改委2026年第一季度发布的《输配电价定价办法（2026年修订）》，首次将“新能源消纳成本分摊”纳入输配电价定价范畴，同时细化了“电网投资效率考核”的量化指标。具体来看，新办法要求电网企业的年度投资需与新能源消纳目标绑定，若年度新能源消纳率未达到预期，对应的电网投资将无法全额纳入输配电价回收范围；此外，输配电价的监管周期从3年缩短至2年，监管考核频率的提升将倒逼电网企业提升运营效率。据测算，2026年全国平均输配电价将较2025年微降0.012元/千瓦时，其中西北、东北等新能源富集地区的输配电价降幅将达到0.018元/千瓦时。

新能源消纳机制升级

2026年电力改革针对新能源消纳推出了多项升级机制。首先，国家能源局联合财政部发布了《2026年新能源消纳激励办法》，将新能源消纳的考核范围从“年度消纳率”拓展至“月度消纳率”，同时提高了消纳激励的补贴标准——月度消纳率超过目标值的部分，每千瓦时可获得0.005元的额外补贴；其次，全国统一电力市场新增了“新能源调峰辅助服务交易”品类，允许新能源发电企业通过参与调峰辅助服务获得收益，目前已有新疆、内蒙古等8个省份开展试点；此外，2026年将在全国范围内推广“新能源消纳责任权重考核的动态调整机制”，根据各地的电网承载能力、新能源装机规模实时调整消纳责任权重，避免出现“一刀切”的考核标准。

常见问题？

2026年电力改革中，绿电交易的参与主体有哪些变化？

2026年电力改革中，绿电交易的参与主体进一步扩容：除了传统的发电企业、售电公司、电力用户外，新增了“绿电交易代理机构”（需具备省级电力市场交易资质），允许其代理中小电力用户参与绿电交易；同时，新能源发电企业的参与门槛降低，装机容量10MW以下的分布式光伏、分散式风电可直接参与全国统一绿电交易，无需通过省级市场中转。

2026年输配电价调整对普通居民用户有影响吗？

2026年输配电价调整对普通居民用户无直接影响。根据国家发改委的规定，居民生活用电、农业生产用电的输配电价保持稳定，本次调整仅针对工商业用户的输配电价，且工商业用户的输配电价调整幅度较小，不会直接推高其用电成本。

2026年电力改革中，新能源发电企业的收益稳定性有何保障？

2026年电力改革通过三项机制保障新能源发电企业的收益稳定性：一是新增“新能源调峰辅助服务交易”，允许新能源企业通过参与调峰获得额外收益；二是优化绿电交易撮合机制，提高绿电交易的成交率；三是调整新能源消纳考核的动态调整机制，避免因考核标准过高导致新能源企业无法获得合理收益。