输配电价改革深化：省级电网输配电价监管周期调整

2026年电力改革的核心动作之一是省级电网输配电价监管周期的优化调整。国家发改委明确将原有的3年监管周期调整为5年，同时细化了输配电价的成本监审规则，要求省级电网企业公开线损率、资产折旧等核心成本数据，进一步压缩不合理成本空间。调整后，部分省份的工商业用户输配电价较2025年下降0.002-0.005元/千瓦时，直接降低了工商业用电成本。

电力市场建设升级：现货市场覆盖范围扩大

2026年电力现货市场建设迎来关键进展，全国已有22个省份（含直辖市）完成现货市场试运行并转入正式运行，覆盖装机容量占全国总装机的68%。同时，国家能源局推动现货市场与中长期市场的衔接机制优化，要求中长期合约电量占用户总用电量的比例不低于80%，既保障了电力供应的稳定性，也通过现货市场的价格信号引导电力资源的优化配置。部分省份还试点了“现货+辅助服务”的联合交易模式，进一步提升了电力系统的灵活性。

民生用电保障：居民阶梯电价优化调整

2026年电力改革兼顾市场化推进与民生保障，针对居民阶梯电价制度进行了优化。国家发改委要求各省份结合当地居民用电实际情况，适当提高第一阶梯的用电量上限，同时保持第一阶梯电价的稳定性，避免市场化改革对居民基本生活用电造成影响。截至2026年6月，已有15个省份完成居民阶梯电价的调整，第一阶梯用电量上限平均提高了100-150千瓦时/月，覆盖了约70%的居民用户。

电力改革的常见问题？

2026年电力改革是否会导致居民用电价格上涨？

不会。2026年电力改革明确要求保障居民基本生活用电的价格稳定，各省份均对居民阶梯电价的第一阶梯进行了优化，提高了第一阶梯用电量上限且保持电价不变，仅针对超出第一阶梯的用电量执行对应阶梯价格，不会对绝大多数居民的基本用电成本产生影响。

电力现货市场正式运行后，工商业用户的用电成本会大幅波动吗？

不会。国家能源局要求中长期合约电量占工商业用户总用电量的比例不低于80%，中长期合约的价格是提前锁定的，仅剩余不超过20%的电量通过现货市场交易，因此现货市场的价格波动对工商业用户的整体用电成本影响有限。

2026年电力改革对新能源发电有什么影响？

2026年电力改革进一步支持新能源发电的发展，明确要求省级电网企业优先消纳新能源电量，同时优化了新能源参与电力市场的机制，允许新能源发电企业直接参与中长期和现货市场交易，通过市场化方式获得收益，提升了新能源发电的市场竞争力。