电力“十四五”规划2026年政策解读：清洁低碳与系统安全双线并进

2026年，电力“十四五”规划已进入收官巩固与成效释放阶段。总体看，规划明确的非化石能源发展、跨省区互济、配电网升级和电力市场化改革等核心任务基本达到序时进度，但电力保供、新能源消纳和灵活调节资源不足等矛盾仍局部存在。下一步政策将从“装机扩张”转向“系统协同”，强化源网荷储一体化布局。

一、2026年规划执行口径：核心指标与重点领域

2026年不再单纯考核装机规模，更关注利用率、调节能力和市场传导效率。重点领域如下表。

从政策导向看，跨区资源配置和配电网承载能力被提到更高优先级。

二、电源侧政策：新能源基地与调节性电源同步推进

2026年电源侧延续“集中式与分布式并举”。风光大基地重点解决并网送出和利用率，分布式光伏强化接入评估和自发自用管理。煤电定位转向基础保障和系统调节，存量机组加快灵活性改造。

抽水蓄能和新型储能成为调节主力，政策强调“按需配置、市场化调用”。水电、核电保持稳定节奏，优先在负荷中心布局小型模块化堆等新技术示范。

三、电网侧政策：主网架互济与配电网韧性提升

主网层面，跨省跨区通道利用率纳入常态化监管，存量通道通过增容改造和灵活调度提升输送能力，新增通道须以明确的受端市场和调峰能力为前提。

配网层面，城市和农村电网改造成为补短板重点。分布式电源接入按以下流程推进：

1. 省级能源主管部门发布年度承载力评估结果；
2. 电网企业制定配网改造和接入方案；
3. 分布式项目在承载力达标区域优先并网，受限区域暂缓或配置储能后接入。

该流程旨在解决局部配电网反向重载和电压越限问题。

四、市场与价格政策：现货、辅助服务和容量机制衔接

2026年电力现货市场由试运行向连续运行过渡，价格信号引导作用增强。辅助服务市场加快扩容，独立储能、虚拟电厂、可中断负荷等主体准入更清晰。

容量保障机制成为重点。煤电容量电价、抽水蓄能容量电费、新型储能容量租赁等政策协同推进，让灵活性资源获得合理固定回报。用户侧通过分时电价和需求响应补偿形成削峰填谷激励。

跨省区送电价格、输配电价和系统运行费用分摊规则进一步透明化。

五、关于电力“十四五”规划，2026年还需关注哪些常见问题？

2026年电力“十四五”规划是否还有约束性考核目标？

有，但考核方式已从单纯装机规模转向系统能力。重点包括非化石能源消纳责任权重、跨省区输电通道利用率、配电网承载能力和电力现货市场连续运行范围等，地方政府和电网企业需按年度分解落实。详见政策解读栏目。

企业新增分布式光伏项目在2026年应注意哪些政策变化？

企业应重点核查所在区域配电网承载力评估结果，优先在绿区并网；黄区需配置储能或参与调峰，红区原则上暂缓新增接入。同时，自发自用比例、变压器容量费和分时电价波动将直接影响项目收益，建议投资前完成边界测算。可参考配电网相关文章。

2026年新型储能还享受强制配建政策吗？

政策方向是“鼓励配置、市场化调用”，不再鼓励简单强制配建。新型储能需在容量租赁、辅助服务、现货价差和需求响应中获取收益。各地可结合系统需要提出配储要求，但必须明确调度规则和收益渠道。更多内容见储能栏目。

跨省跨区送电价格在2026年如何形成？

跨省跨区送电价格主要由“基准电价+浮动机制+输电价格+系统运行费用”构成。2026年政策要求进一步放开送受两端协商，鼓励中长期合同与现货市场衔接形成价格，同时规范输电价格和线损分摊。详见电力市场栏目。