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新一轮电力体制改革深化观察：统一市场体系构建与跨省跨区交易机制突围

中国能源产业发展网发布时间：

2026-07-01 08:50

【中国能源产业发展网】原创【作者】马行川

2026年，中国电力体制改革进入深水区。在"管住中间、放开两头"的总体框架下，以全国统一电力市场体系建设为牵引，输配电价改革、售电侧改革、辅助服务市场建设等多个维度同步推进，改革的系统性、协同性和攻坚难度均达到新高度。如果说此前十年的改革重心在于"建框架、搭平台"，那么2026年的改革任务则聚焦于"拆壁垒、通堵点"，其核心命题是如何在省为实体的行政格局下，构建真正全国统一、开放竞争的电力市场体系。

输配电价改革作为整个电力市场化改革的"牛鼻子"，在2026年迎来第三监管周期（2023—2026年）的收官之年。这一周期内，国家发改委核定的省级电网输配电价体系在"准许成本+合理收益"原则下运行日趋成熟，为电力交易的"过网费"提供了透明定价。更为重要的是，随着第三监管周期接近尾声，第四监管周期（2027—2030年）的核定准备工作已经启动，改革方向指向输配电价与新能源消纳、储能配置、电网投资效率等维度的动态挂钩机制，意在通过价格信号引导电网企业优化资产配置，避免"为投资而投资"的低效扩张。

全国统一电力市场体系建设在2026年取得实质性突破。国家发改委、国家能源局推动出台的《全国统一电力市场建设方案》明确了"统一规则、统一平台、统一监管"的顶层架构。在规则层面，中长期交易、现货交易、辅助服务交易的基本规则已实现全国统一框架，各省在细则层面的差异化空间被逐步压缩，为跨省交易消除了规则壁垒。在平台层面，依托北京电力交易中心和广州电力交易中心，全国统一的电力交易技术支持系统已完成核心功能上线，实现了省间与省内交易数据的实时共享和交易流程的无缝衔接，市场主体"一次注册、全国通用"的愿景正在落地。

跨省跨区电力交易机制的突破是2026年电力体制改革最具亮点的进展之一。长期以来，"省间壁垒"是制约全国统一电力市场的最大障碍——部分省份出于保护省内发电企业、保障地方税收等考量，对外省来电设置隐性门槛。2026年，在国家层面的强力推动下，三项关键机制实现了突破：一是省间中长期交易的频次和灵活性大幅提升，从传统的"年度+月度"扩展为"年度+季度+月度+月内多日"的滚动撮合机制；二是省间现货市场覆盖范围从试点省份扩展至全国主要区域，新能源富余电量得以在更大空间范围内实时优化配置，大幅降低了弃风弃光率；三是跨省跨区输电价格机制更加灵活，在传统单一制电价基础上增加了阶梯电价选项，输电通道利用率显著提升。

增量配电网改革在2026年进入深化实施阶段，成为售电侧改革的重要突破口。自2016年国家启动增量配电业务改革试点以来，全国先后推出五批次共459个试点项目。经过十年的时间沉淀，一批运营成熟的增量配电网项目已在2026年展现出鲜明的制度价值——它们不仅是"配电"的物理网络，更成为区域内"源网荷储"一体化运营的试验田。以河南郑州航空港增量配电网、重庆永川港桥增量配电网等为代表的项目，通过整合分布式光伏、用户侧储能、充电桩和园区负荷管理，形成了"配售一体+综合能源服务"的区域性商业模式，终端用户电价较目录电价降低5%至10%，同时实现了较高的新能源消纳比例。增量配电网改革的核心经验在于：当配电环节引入竞争，区域内的电力资源配置效率显著提升，这为更大范围的配电网改革提供了可复制的样本。

电力金融衍生品市场的破冰尝试在2026年引发行业高度关注。随着电力现货市场价格的波动性增强，发电企业和售电公司对于风险对冲工具的需求日益迫切。2026年上半年，在国家金融监管部门和能源主管部门的共同推动下，部分省级电力交易中心启动了电力期货和差价合约的模拟交易试点，为正式推出电力金融衍生品积累经验和数据基础。广州电力交易中心和北京电力交易中心也分别开展了省间电力期货的可行性研究。电力金融衍生品的引入，将使电力市场从"实物交易"扩展为"实物+金融"的双层市场架构，市场主体可以利用期货套期保值锁定未来购电成本，利用期权管理现货价格波动风险，这将显著提升市场的价格发现效率和资源配置精度，同时也对市场主体的风险管理能力提出了更高要求。

新能源参与市场交易的制度框架在2026年加速成型。随着风电、光伏装机规模持续攀升，新能源从"保障性收购"向"市场竞价上网"的过渡成为不可回避的课题。国家能源局推动出台的《新能源参与电力市场交易管理办法》明确了新能源项目的市场准入条件、交易方式和电价机制，核心思路是"保障性收购保基本、市场化交易增收益"。对于存量项目，保留了合理的保障性收购小时数作为过渡安排；对于新增项目，则鼓励以"带绿证市场化交易"为主要收益模式。这一制度设计既保障了新能源投资的合理回报预期，又推动了新能源从"政策驱动"向"市场驱动"的转型。

辅助服务市场体系建设在2026年进入全国统筹阶段。在新型电力系统中，由于新能源出力的波动性和不确定性，对调峰、调频、备用等辅助服务的需求急剧增加。2026年，全国统一的辅助服务市场规则框架基本建立，明确了辅助服务的品种定义、定价机制和费用分摊方式。值得关注的是，独立储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型市场主体被正式纳入辅助服务提供者范围，打破了传统上由火电企业垄断辅助服务的格局。辅助服务费用按照"谁受益、谁承担"原则向发电企业、售电公司和电力用户合理分摊，价格信号正在引导更多社会资本投向灵活性资源建设。

售电侧改革在2026年进入"提质增效"阶段。经过前几年的爆发式增长和随之而来的行业洗牌，售电公司数量趋于稳定，但竞争从"拼价差"转向"拼服务"。具备综合能源服务能力、负荷管理能力和碳资产运营能力的售电公司获得市场溢价，而单纯依赖"吃价差"的售电公司面临淘汰。各地电力交易中心完善了售电公司信用评价体系和履约保函制度，有效遏制了"售电公司跑路"等风险事件。同时，增量配电网改革在部分工业园区和经济开发区深入推进，形成了"配售一体"的区域性综合能源服务模式。

电力市场与碳市场的协同机制在2026年开启实质性探索。随着全国碳排放权交易市场的扩容和电力市场化改革的深化，两个市场之间的联动效应日益受到关注。部分试点区域开始探索将电力交易中的碳排放因子作为碳市场核算依据，推动"电—碳"市场协同减排。对于参与绿电交易的企业，其电力消费对应的碳排放量按零排放计算，这为绿电的"绿色溢价"提供了碳市场层面的价值支撑。这种跨市场协同机制的建立，将进一步提升电力市场的资源配置效率，为"双碳"目标提供制度合力。

总体而言，2026年的电力体制改革呈现出"系统集成、协同高效"的鲜明特征。改革不再是某一领域的单兵突进，而是输配电价、市场交易、辅助服务、新能源消纳等多维度的协同推进。尽管省间壁垒的完全消除、新能源全面入市后的价格风险管控、辅助服务成本的合理疏导等问题仍需持续发力，但中国电力体制改革的制度框架已基本搭建完成，全国统一电力市场正从蓝图走向现实。这一历史性进程不仅关乎电力行业自身效率的提升，更为中国经济社会的高质量发展和碳中和转型提供了坚实的制度基础设施。

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