政策调整核心方向

2026年电力市场化交易政策的核心调整聚焦于“扩范围、降门槛、强联动”三大方向：一是将年用电量100万千瓦时及以上的全部工业用户纳入直接交易范围，较2025年的500万千瓦时门槛大幅降低；二是新增“绿电+储能”组合交易品种，允许绿电发电主体绑定配套储能设施参与市场化交易；三是建立市场化交易电价与煤电基准价的动态联动机制，联动周期从季度缩短至月度。

直接交易范围扩容的落地要求

为保障直接交易范围扩容平稳落地，2026年政策明确了两项硬性要求：其一，纳入范围的工业用户需在2026年6月30日前完成电力交易账户注册，未按时注册的用户将被强制纳入电网代理购电范围；其二，各省级电力交易中心需在2026年3月31日前完成交易系统升级，新增用户资质自动审核、交易意向快速匹配等功能。

“绿电+储能”组合交易的操作规则

“绿电+储能”组合交易的操作规则主要包括三点：一是绿电发电主体与配套储能设施需签订不少于3年的绑定协议，协议需明确储能设施的调峰能力、充放电时间等参数；二是组合交易的申报价格需包含绿电价格与储能服务价格两部分；三是交易成交后，储能设施需优先为绑定的绿电发电主体提供调峰服务，剩余调峰能力可参与其他市场化交易。

动态联动机制的实施细节

2026年电力市场化交易电价与煤电基准价的动态联动机制实施细节如下：
  1. 联动触发条件：当煤电基准价较上月变动幅度超过±3%时，触发联动；
  2. 联动调整幅度：市场化交易电价的调整幅度为煤电基准价变动幅度的50%；
  3. 联动执行时间：触发联动后，调整后的电价于次月1日起执行。

    4. 政策调整对市场主体的影响

    政策调整对不同市场主体的影响存在差异，具体如下表：
    市场主体类型 核心影响
    中小工业用户 可自主参与市场化交易，有望降低用电成本
    绿电发电主体 可通过绑定储能提升交易竞争力，扩大市场份额
    电网企业 需承担更多交易系统升级、用户服务等工作

    常见问题？

    2026年电力市场化交易政策中，未按时完成注册的工业用户会面临什么后果？

    未按时完成注册的工业用户将被强制纳入电网代理购电范围，无法自主参与市场化交易，可能面临相对较高的用电成本。

    “绿电+储能”组合交易的绑定协议期限有要求吗？

    有要求，绿电发电主体与配套储能设施需签订不少于3年的绑定协议，协议需明确储能设施的调峰能力、充放电时间等参数。

    2026年电力市场化交易电价与煤电基准价的联动周期是多久？

    联动周期从2025年的季度缩短至月度，当煤电基准价较上月变动幅度超过±3%时触发联动，调整后的电价于次月1日起执行。

    纳入直接交易范围的工业用户年用电量门槛是多少？

    2026年政策将纳入直接交易范围的工业用户年用电量门槛从2025年的500万千瓦时降至100万千瓦时及以上。

    【内链】政策解读：电力市场化交易政策调整全解析