政策调整的核心背景
2026年是我国电力市场化交易深化改革的关键节点，此前连续三年的试点已覆盖全国31个省（区、市），市场化交易电量占全社会用电量比例突破45%，但也暴露出交易规则不统一、市场主体参与门槛差异大、价格传导机制不畅等问题。在此背景下，国家发改委、国家能源局联合发布《2026年电力市场化交易深化改革实施方案》，旨在通过规则统一、主体扩容、风险防控三大方向的调整，推动电力市场从“规模扩张”转向“质量提升”。规则统一的具体举措
本次政策最核心的调整是统一全国电力市场化交易的核心规则，打破此前各省（区、市）各自为政的局面。具体包括：一是统一中长期交易的周期划分，将年度、月度交易的申报、撮合、结算时间节点全国同步；二是统一偏差考核标准，对发电侧、用电侧的偏差考核阈值设定为±5%，超出部分按市场均价的1.2倍结算；三是统一辅助服务市场的交易范围，将调峰、调频、备用三类辅助服务纳入全国统一交易平台，避免区域间辅助服务资源的闲置浪费。市场主体的扩容方向
为进一步激活市场活力，2026年政策明确扩大电力市场化交易的参与主体范围：一是允许年用电量10万千瓦时及以上的中小用户直接参与交易，此前该门槛为100万千瓦时；二是鼓励分布式光伏、分散式风电等新能源项目直接参与中长期交易，无需通过电网企业代理；三是支持储能企业作为独立市场主体参与调峰辅助服务交易，明确储能的调峰收益可单独结算。风险防控的配套机制
针对电力市场化交易可能出现的价格波动、违约风险等问题，政策配套了三项防控机制：一是建立全国统一的电力市场价格监测预警体系，对交易价格波动幅度超过±15%的情况启动预警；二是要求市场主体缴纳履约保证金，保证金金额按年度交易电量的0.5%设定；三是完善违约惩戒机制，对连续两次违约的主体暂停其交易资格，情节严重的纳入全国信用信息共享平台。常见问题？
2026年中小用户参与电力市场化交易的流程是什么？
中小用户参与流程分为三步：一是向当地电力交易中心提交资质申请，包括用电证明、企业资质等材料；二是通过全国电力交易平台完成注册，选择交易品种（年度、月度）；三是参与交易撮合，撮合成功后签订交易合同，按约定结算。
分布式光伏项目参与电力市场化交易有哪些优惠政策？
分布式光伏项目参与交易可享受两项优惠：一是无需缴纳履约保证金；二是若参与调峰辅助服务，调峰收益可享受增值税即征即退50%的政策。
电力市场化交易价格波动超过预警阈值会有什么应对措施？
当交易价格波动超过±15%的预警阈值时，国家能源局将启动应急响应，要求交易中心暂停该品种的交易，同时组织市场主体协商调整交易规则，待价格稳定后再恢复交易。
储能企业参与调峰辅助服务交易的收益如何计算？
储能企业的调峰收益由两部分组成：一是调峰电量的交易价格，按市场撮合价结算；二是调峰容量的补偿费用，按每千瓦时0.02元的标准结算，两者相加为总收益。