2026年，中国电力体制改革进入深水区，核心信号是全国统一电力市场体系基本建成，省级电力现货市场实现全覆盖，新能源全面参与市场交易。最新政策明确以“管住中间、放开两头”为框架，推动发用电计划进一步放开，工商业用户全部进入市场，电价由供需形成。
全国统一电力市场进入常态化运行
2026年，全国统一电力市场平台完成与各省级现货、中长期市场的全面对接，实现跨省跨区交易常态化。省间现货市场交易频次由日前扩展至日内滚动，新能源富余电量外送规模显著提升。调度机构与交易机构职责边界进一步厘清，电网企业代理购电规模持续压减，仅保留居民、农业及小微用户等政策性代理范围。
从交易品种看，中长期合约、现货、辅助服务、容量补偿四类机制协同运行。中长期合约签约比例不低于90%的考核要求继续执行，但合约曲线分解方式更趋精细，推动发用双方真实负荷匹配。辅助服务市场向用户侧分摊机制全面落地，储能、虚拟电厂、可调节负荷等新型主体可参与调频、备用等交易。
新能源全面入市，价格机制迎来关键调整
2026年，风电、光伏新增项目不再享受固定电价收购，全部通过市场竞争形成上网电价。存量项目实行“保量保价”与“保量竞价”双轨过渡，保障利用小时数逐年递减。新能源参与现货市场后，午间低价、晚峰高价特征更加明显，部分省份出现负电价时段，倒逼配储和出力预测优化。
绿电交易与绿证制度实现强制衔接，高耗能企业绿电消费比例纳入节能考核。2026年绿电交易电量同比增长约四成，跨省绿电交易通道优先调度。为对冲新能源波动风险，政府授权合约机制在多个省份试点，对存量项目提供差价结算，避免收益断崖式下滑。
输配电价第三监管周期执行，交叉补贴逐步显性化
2026年，输配电价第三监管周期全面落地，省级电网输配电价结构进一步简化，单一制与两部制用户价差收窄。工商业用户目录销售电价全部取消，用户直接向发电企业或售电公司购电。高电压等级用户基本电费计费方式可自主选择，需量电价与容量电价比例动态调整。
交叉补贴问题被提上改革日程，居民农业用电与工商业用电之间的价差通过“普遍服务基金”部分显性化，不再完全由电网内部交叉消化。增量配电试点项目在2026年新增并网数量回升，社会资本参与配电网建设运营的收益模式逐步清晰。
售电市场洗牌加速，零售套餐透明化监管趋严
2026年，售电公司数量较峰值下降约三成，一批无资产、无技术、无服务的“三无”公司退出市场。监管要求售电公司向代理用户全面披露批发成本、服务费及偏差考核分摊，禁止隐性加价。零售套餐从固定价差为主转向“分时价差+服务费”模式，部分售电公司推出与现货价格联动的指数型套餐。
用户侧选择权进一步扩大，年用电量超过100万千瓦时的用户可不受地域限制在省级交易平台自主选择售电主体。电力用户信用评价体系建立，欠费、违约行为纳入征信，市场风险防控机制升级。
常见问题
2026年工商业用户是否必须进入电力市场购电？
是的。2026年除居民、农业和部分公益性事业用户外，所有工商业用户均已取消目录销售电价，必须通过售电公司代理或直接参与电力市场交易购电。电网企业仅对未及时入市的用户提供过渡期代理购电，价格按市场均价上浮一定比例执行。
新能源全面入市后，风电光伏项目收益如何保障？
新增项目收益完全取决于市场电价和绿电溢价，不再有固定标杆电价托底。存量项目通过政府授权差价合约获得过渡性支持，合约价格与市场均价差额由财政或系统运行费结算。配置储能、提升功率预测精度、参与辅助服务是提高收益的主要途径。
电力现货市场覆盖所有省份后，工商业电价会大幅上涨吗？
不会出现普遍性大幅上涨。现货市场反映的是分时供需，峰谷价差拉大，但年度平均电价受中长期合约锁定影响保持相对平稳。高耗能、高峰时段用电成本上升，低谷时段用电成本下降，用户可通过错峰用电和储能降低综合电价。
售电公司退市后，原代理用户的电费结算会受影响吗？
不会中断供电。售电公司退出市场前须完成用户切换，未及时切换的用户由电网企业按代理购电价格临时结算。用户可在交易平台重新选择售电公司或转为直接交易，历史电量电费由保底售电主体清算。
绿电交易和绿证在2026年有什么新变化？
绿电交易与绿证核发全面打通，购买绿电即自动获得对应绿证，无需单独采购。绿证有效期延长至两年，跨省绿电交易通道优先安排输送。高耗能企业最低绿电消费比例提升，未达标企业需购买绿证补齐差额。