2026年电力改革最新消息：市场化交易全面提速，现货市场实现省级全覆盖 - 电力新闻

2026年，电力体制改革进入深水区，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。新能源全面入市、容量电价机制落地、跨省跨区交易常态化成为本年度最受关注的三大改革信号。

全国统一电力市场体系基本建成

2026年1月起，国家发改委、国家能源局联合印发的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》进入全面实施阶段。截至目前，除西藏外，全国所有省级电力现货市场均已启动长周期结算试运行，其中广东、山东、山西、甘肃等首批试点省份已转入正式运行。

统一市场规则下的“中长期+现货+辅助服务”市场架构基本定型。中长期交易合同签约电量占全社会用电量比重提升至75%以上，现货市场价格信号对发电出力和用户用电行为的引导作用明显增强。2026年上半年，全国电力交易中心累计完成市场化交易电量约3.2万亿千瓦时，同比增长11.8%。

2026年是新能源全面参与电力市场的关键一年。根据2025年底发布的《关于深化新能源上网电价市场化改革的通知》，新增风电、光伏项目原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。存量项目也分批纳入市场化范围，享受的固定补贴逐步转为“价差补偿”模式。

这一变化直接改变了新能源项目的收益逻辑。光伏大发时段现货价格频繁触及下限，部分省份出现连续数小时零电价甚至负电价。为应对收益波动，新能源企业加速配置储能、参与绿电交易、签订多年期PPA。2026年上半年，全国绿电交易电量达到1800亿千瓦时，同比增长超过40%。

继2024年煤电容量电价政策出台后，2026年容量补偿机制进一步扩展至气电、抽水蓄能和新型储能。各省份根据系统可靠性需求，按机组有效容量给予固定补偿，逐步推动煤电从“电量主体”向“容量支撑+调节服务”转型。

从实际执行看，2026年煤电企业容量电费回收比例普遍达到核定标准的80%以上，部分缺电省份超过95%。这在一定程度上缓解了煤电企业的经营压力，但也引发关于“双重收益”的讨论——煤电既拿容量补偿又参与电能量市场，是否会造成用户侧电价上升，成为监管部门密切关注的议题。

2026年，跨省跨区电力交易从“余缺调剂”转向“常态化资源配置”。省间现货市场实现工作日连续开市，交易频次由2025年的每日一次提升至每日多次。西南水电外送、西北风光打捆外送、东北核电与风电联合外送等典型交易场景运行平稳。

数据显示，2026年上半年省间交易电量完成约6200亿千瓦时，同比增长9.3%。其中，省间现货交易电量占比从2025年的不足5%提升至8%左右。长三角、粤港澳大湾区等负荷中心通过省间市场购入的清洁电力比例明显提高，部分时段省间现货价格与省内现货价格的价差收窄至每千瓦时3分钱以内。

截至2026年年中，全国除西藏外的所有省级行政区均已启动电力现货市场长周期结算试运行，首批试点省份转入正式运行。这意味着现货价格信号已基本覆盖全国主要用电区域。

收益波动确实加大，但并非单向下降。现货市场中，新能源大发时段价格较低甚至为负，但晚高峰等时段价格较高。配置储能、参与绿电交易和签订中长期合同可以对冲部分风险。2026年上半年绿电交易溢价平均维持在每千瓦时3—5分钱。

可以。容量电价是对机组可用性的补偿，电能量市场收益来自实际发电量。但监管部门正在完善考核机制，对容量补偿机组的实际调用率和可用率提出更高要求，防止“拿钱不出力”。

总体有利于稳定电价。省间市场可以在更大范围内优化资源配置，降低负荷中心在高峰时段的购电成本。但具体影响因省份而异，送端省份可能面临省内电价小幅上升，受端省份则更多受益于低价外来电。