市场化交易规模持续扩容
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，国家能源局发布的最新数据显示，2026年全国电力市场化交易电量占全社会用电量的比例预计提升至65%，较2025年的58%增长7个百分点。本次扩容重点覆盖了中小工业用户、部分商业用户及居民分布式电源参与的市场化交易场景，打破了此前仅大型工业用户参与的局限，让更多市场主体获得了自主选择供电方的权利。此外，跨省跨区市场化交易的壁垒进一步降低，2026年全国范围内已建成的跨省电力交易平台实现了数据互通，交易流程从过去的“多级审批”简化为“线上一键申报”，交易效率提升了40%以上。电价机制优化更趋精细化
2026年电力改革对电价机制的优化聚焦于“分时段、分主体、分场景”的精细化定价。一方面，峰谷分时电价的价差进一步拉大，部分省份的高峰时段电价较基准电价上浮幅度从2025年的30%提升至40%，低谷时段电价下浮幅度从15%提升至25%，通过价格信号引导用户错峰用电，缓解电网峰荷压力。另一方面，针对新能源发电的电价补贴机制调整为“度电补贴+容量补贴”的组合模式，度电补贴标准根据新能源出力的波动性动态调整，容量补贴则向具备调峰能力的新能源项目倾斜，鼓励新能源项目配套储能设施。此外，居民阶梯电价的第三档提价幅度有所下调，兼顾了民生保障与用电成本的合理传导。储能配套政策明确落地
2026年电力改革中，储能被明确纳入电力系统的核心组成部分，相关配套政策正式落地。政策要求，新建的集中式新能源发电项目必须配套不低于装机容量10%的储能设施，且储能时长不低于2小时；对于已建成的新能源项目，若配套储能设施，可获得额外的跨省跨区交易优先资格。同时，电网企业需为储能项目提供公平的接入条件，储能项目参与调峰、调频等辅助服务的收益分配比例从2025年的30%提升至50%，进一步激发了市场主体投资储能的积极性。据行业协会统计，2026年上半年全国新增储能装机容量较2025年同期增长了85%，其中电化学储能占比超过70%。电力市场监管体系升级
为保障电力改革的平稳推进，2026年电力市场监管体系完成了升级。国家能源局成立了专门的电力市场监管局，负责对市场化交易、电价执行、电网调度等环节进行全程监管，重点打击垄断行为、不正当竞争及违规定价等问题。此外，监管部门建立了电力市场主体信用评价体系，将信用等级与市场准入、交易资格挂钩，信用等级较低的市场主体将被限制参与市场化交易。同时，监管部门开通了线上投诉举报平台，用户可实时反馈电力改革中的问题，监管部门的响应时间从过去的72小时缩短至24小时，监管效率大幅提升。常见问题？
2026年电力改革后，中小工业用户参与市场化交易的门槛是什么？
2026年电力改革后，中小工业用户参与市场化交易的门槛主要包括：一是年用电量达到一定规模（不同省份标准略有差异，一般为年用电量100万千瓦时及以上）；二是具备独立的用电计量装置，且计量数据可实时上传至电力交易平台；三是企业信用等级达到B级及以上。符合条件的用户可通过当地电力交易平台提交申请，经审核通过后即可参与市场化交易。
2026年峰谷分时电价的调整对居民用电有影响吗？
2026年峰谷分时电价的调整主要针对工业、商业用户，居民用电的峰谷分时电价标准暂未发生变化。不过，部分省份正在探索将居民峰谷分时电价与家庭储能结合的模式，若居民家庭配套储能设施，可享受低谷时段充电、高峰时段放电的价格优惠，进一步降低用电成本。
2026年储能配套政策对新能源项目的收益有何影响？
2026年储能配套政策对新能源项目的收益有积极影响。一方面，配套储能的新能源项目可获得额外的跨省跨区交易优先资格，拓展了电力销售渠道；另一方面，储能项目参与辅助服务的收益分配比例提升，新能源项目可通过配套储能获得额外收益。此外，部分省份对配套储能的新能源项目给予税收减免优惠，进一步提升了项目的整体收益水平。
2026年电力改革后，居民可以自主选择供电方吗？
2026年电力改革后，居民暂未全面放开自主选择供电方的权利，仅部分试点地区（如江苏、广东的部分城市）允许居民参与市场化交易。国家能源局表示，未来将逐步扩大居民参与市场化交易的范围，具体时间将根据电力市场的成熟度而定。