市场化交易范围进一步扩容
2026年电力改革的核心进展之一是市场化交易范围的持续扩大。国家能源局联合发改委发布的最新通知明确，将年用电量100万千瓦时及以上的大工业用户、年用电量50万千瓦时及以上的商业用户全部纳入直接交易范畴，较2025年的准入门槛分别降低30%、25%。同时，跨省跨区电力交易的“绿色通道”机制正式落地，允许符合条件的新能源基地与东部负荷中心用户直接签订年度、月度交易合同，无需经过中间环节的电价加成，据测算，这一调整可使跨省交易的用户用电成本平均降低4%-6%。此外，分布式光伏、分散式风电等分布式电源也首次被纳入市场化交易主体，可通过电力交易平台自主申报电量、参与竞价。辅助服务市场机制全面优化
2026年电力改革对辅助服务市场的优化聚焦于“精准补偿、多元参与”。一方面，国家能源局修订了《电力辅助服务管理办法》，将调峰、调频、备用等辅助服务的补偿标准与电力系统的实时供需状态挂钩，建立了“峰时溢价、谷时折价”的动态定价机制，例如系统负荷率超过90%时，调峰辅助服务的补偿价格可上浮50%。另一方面，储能、虚拟电厂等新型主体被全面纳入辅助服务市场，允许其通过响应电网调度指令获得补偿，2026年上半年，全国已有12个省份的虚拟电厂参与了辅助服务交易，累计提供调峰电量超过200万千瓦时。此外，辅助服务的分摊机制也进行了调整，将原来仅由发电侧承担的分摊比例下调至70%，剩余30%由用电侧按用电量比例分摊，进一步体现了“谁受益、谁承担”的原则。输配电价改革向精细化推进
2026年电力改革在输配电价领域的重点是精细化管理。国家发改委发布的《输配电价监管办法（2026年修订）》明确，将输配电价的监管周期从原来的3年缩短至2年，同时建立了输配电价的动态调整机制，当电网投资、运行成本发生重大变化时，可在监管周期内对输配电价进行调整。此外，针对不同电压等级、不同用电特性的用户，输配电价的分类进一步细化，例如对年用电量超过1亿千瓦时的大工业用户，实行“两部制输配电价”，即基本电价按变压器容量或最大需量计算，电度电价按实际用电量计算，这一调整可使大工业用户的输配电成本平均降低3%-5%。同时，农村电网的输配电价也进行了优化，将农村电网的线损率纳入监管范围，要求农村电网的线损率控制在5%以内，超过部分由电网企业自行承担。常见问题？
2026年电力改革中，个人用户能否参与市场化交易？
目前2026年电力改革的市场化交易范围暂未覆盖居民个人用户，仅面向符合用电量标准的工业、商业用户及部分分布式电源主体，居民用户的用电价格仍执行政府指导价，未来是否放开需视改革推进情况而定。
跨省跨区电力交易的“绿色通道”机制对新能源基地有哪些好处？
该机制可使新能源基地与东部负荷中心用户直接签订交易合同，减少中间环节的电价加成，提升新能源电力的消纳比例，同时有助于新能源基地获得更稳定的收益，降低弃风弃光率。
2026年辅助服务市场优化后，虚拟电厂参与交易的流程是什么？
虚拟电厂参与辅助服务交易需遵循以下流程：
- 向当地电力调度机构提交资质申请，包括设备容量、响应能力、运行稳定性等证明材料；
- 通过资质审核后，在电力交易平台完成注册；
- 根据电网调度指令，在规定时间内调整自身的负荷或发电出力；
- 交易完成后，按照动态定价标准获得相应的补偿。
2026年输配电价改革对大工业用户的影响有哪些？
主要影响包括：一是符合条件的大工业用户可享受两部制输配电价，降低输配电成本；二是跨省跨区直接交易的落地，可进一步降低用户的整体用电成本；三是输配电价的动态调整机制，可使电价更贴合电网的实际运行成本，提升电价的合理性。