市场化交易规模扩容至全国覆盖

2026年电力改革核心推进方向为市场化交易的全国覆盖，截至2026年第一季度，全国除西藏自治区外的30个省级行政区均已完成省级电力市场的市场化交易规则修订，将年度交易、月度交易、日前交易、实时交易的覆盖范围从传统的工商业用户拓展至年用电量10万千瓦时及以上的一般工商业用户，预计2026年全年市场化交易电量占全社会用电量的比例将从2025年的62%提升至68%。国家能源局数据显示，2026年第一季度全国市场化交易电量同比增长12.3%，其中跨省跨区市场化交易电量占比达18.7%，较2025年同期提升2.1个百分点，有效缓解了部分地区的电力供需结构性矛盾。

辅助服务市场机制优化落地

2026年电力改革对辅助服务市场机制进行了系统性优化，核心调整包括三项：一是将辅助服务的付费主体从单一的发电侧拓展至发电侧、用电侧、电网侧共同分担，其中用电侧分担比例为15%；二是新增了虚拟电厂、储能电站的辅助服务参与资格，明确了其提供调峰、调频服务的技术标准与结算规则；三是建立了辅助服务价格的动态调整机制，价格波动幅度控制在基准价格的±30%以内。截至2026年第一季度，已有12个省级电网完成了辅助服务市场的优化落地，累计结算辅助服务费用同比增长8.2%，其中虚拟电厂提供的辅助服务电量占比达4.1%。

增量配电网试点深化推进

2026年电力改革对增量配电网试点进行了深化推进，重点解决了试点项目的并网难、结算难等问题：一是明确了增量配电网项目的并网流程，要求电网企业在收到并网申请后的15个工作日内完成审核并出具意见；二是建立了增量配电网项目与主网的结算机制，明确了过网费的计算标准与结算周期；三是新增了分布式光伏、风电接入增量配电网的支持政策，允许增量配电网项目优先消纳接入的分布式新能源。截至2026年第一季度，全国已有21个增量配电网试点项目完成了并网，累计接入分布式新能源装机容量达120万千瓦。

常见问题？

2026年电力改革中，一般工商业用户参与市场化交易的门槛是什么？

2026年电力改革中，一般工商业用户参与市场化交易的门槛为年用电量10万千瓦时及以上，符合该条件的用户可自主选择参与年度、月度、日前或实时市场化交易，交易价格由供需双方协商确定，不再执行政府核定的目录电价。

2026年电力改革后，虚拟电厂参与辅助服务市场的收益如何结算？

2026年电力改革后，虚拟电厂参与辅助服务市场的收益结算分为两步：首先，电网调度机构根据虚拟电厂提供的辅助服务电量、服务质量进行考核，确定合格的服务量；其次，按照动态调整后的辅助服务价格，由发电侧、用电侧、电网侧共同分担的付费主体进行结算，结算周期为月度。

2026年电力改革对分布式新能源接入增量配电网有哪些支持政策？

2026年电力改革对分布式新能源接入增量配电网的支持政策主要包括：一是允许增量配电网项目优先消纳接入的分布式新能源，消纳比例不低于接入装机容量的90%；二是对接入增量配电网的分布式新能源项目，给予每千瓦时0.02元的补贴，补贴期限为3年；三是简化分布式新能源接入增量配电网的并网流程，并网审核周期不超过10个工作日。

2026年电力改革中，跨省跨区市场化交易的电量占比目标是多少？

2026年电力改革中，跨省跨区市场化交易的电量占比目标为全年市场化交易电量的20%，较2025年的17%提升3个百分点，旨在进一步优化全国电力资源配置，缓解区域间电力供需不平衡的问题。