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电力市场化交易电量占比突破62%：2026年迎峰度夏数据透视

中国能源产业发展网发布时间：

2026-08-05 09:00

【中国能源产业发展网】原创【作者】马行川

2026年迎峰度夏已进入关键阶段，全国电力市场化改革在保供与转型的双重压力下交出了一份颇具亮点的答卷。据国家发展改革委和国家能源局相关数据，7至8月全国电力市场化交易电量合计达到1.42万亿千瓦时，同比增长15.3%，占全社会用电量的比重首次突破62%，达到62.7%，较2025年同期提高4.2个百分点。这一数据标志着我国电力市场化改革已从"量的积累"进入"质的跃升"阶段。

市场化交易结构优化：中长期压舱、现货激活

从交易结构来看，中长期交易仍然是市场交易的"压舱石"。7至8月中长期交易电量达到1.21万亿千瓦时，占全部市场化交易电量的85.2%，有效保障了迎峰度夏期间的电力供应稳定。其中，年度交易和月度交易的电量占比分别达到45%和40%，部分省份如山东、江苏的中长期合约覆盖率已超过90%。

值得关注的是，现货市场的活跃度显著提升。7至8月全国现货交易电量达到0.18万亿千瓦时，占市场化交易电量的12.7%，较2025年同期提高3.1个百分点，同比增长45%。目前全国已有20个省份启动现货市场试运行，广东、山西、甘肃的现货交易电量占比分别达到22%、18%和25%，现货市场发现价格、引导供需的功能进一步发挥。在迎峰度夏负荷高峰时段，现货市场通过高价信号引导发电企业增发出力，全国统调燃煤机组平均利用小时数较2025年同期提高12小时。

电价走势：区域分化加剧，峰谷价差拉大

2026年7至8月全国平均市场化交易电价约为0.41元/千瓦时，较2025年同期上涨2.5%，但区域分化特征极为明显。供需偏紧的东部省份——浙江、江苏、广东、山东——平均交易电价达到0.48至0.52元/千瓦时，尖峰时段现货电价最高突破1.2元/千瓦时；而西部新能源富集省份如新疆、甘肃、蒙西，平均交易电价仅为0.28至0.32元/千瓦时，部分时段深谷电价低至0.15元/千瓦时。

全国平均峰谷价差达到0.42元/千瓦时，较2025年同期扩大15%，其中江苏、广东的峰谷价差突破0.6元/千瓦时。目前全国已有28个省份出台尖峰电价政策，尖峰时段电价较平段上浮60%至80%，深谷时段下浮40%至60%，有效引导了工商业用户错峰用电，全国尖峰用电负荷较2025年同期降低约1200万千瓦。

区域	平均交易电价（元/kWh）	同比变化	尖峰最高电价（元/kWh）
东部（浙江/江苏/广东/山东）	0.48-0.52	+10%-15%	1.2
西部（新疆/甘肃/蒙西）	0.28-0.32	持平	0.5-0.6
西南（四川/云南）	0.32-0.36	-2%~-3%	0.7-0.8

新型主体崛起：虚拟电厂与独立储能交易规模倍增

2026年新型市场主体参与电力市场的规模实现了跨越式增长。虚拟电厂方面，全国参与市场化交易的聚合规模达到1200万千瓦，较2025年同期增长80%，平均收益达到0.12元/千瓦时。独立储能参与交易的规模达到800万千瓦，较2025年同期增长120%，主要通过"低充高放"参与现货市场，平均收益率达到6.5%，较2025年提高1.2个百分点。

绿电交易同样呈现爆发式增长。7至8月全国绿电交易电量达到380亿千瓦时，同比增长60%，主要购买方为外向型企业、数据中心等，绿电溢价平均达到0.03至0.05元/千瓦时，较2025年同期提高0.01元/千瓦时。这一趋势反映出市场主体对绿色电力消费的意愿和能力均在持续增强。

跨省跨区交易：新能源外送占比显著提升

在跨省跨区交易方面，7至8月全国跨省跨区市场化交易电量达到2150亿千瓦时，同比增长22.6%。西北区域外送交易电量780亿千瓦时，其中新能源外送占比达到38%，较2025年同期提高10个百分点，标志着"西电东送"正加速从"火电主导"向"新能源+火电协同"转型。三峡、溪洛渡等西南水电基地外送交易电量520亿千瓦时，同比增长18%，有力支撑了华东、华南地区迎峰度夏用电需求。

分电源类型透视：燃煤发电市场化比例最高

从电源类型来看，燃煤发电市场化交易电量达到8600亿千瓦时，占燃煤发电总发电量的78%，较2025年同期提高6个百分点，市场化比例在各电源中居首。新能源市场化交易电量为3200亿千瓦时，占新能源总发电量的52%，其中分布式光伏市场化交易占比首次突破20%，标志着分布式光伏正从"全额上网"加速向"市场化消纳"转变。

展望下半年，随着《全国统一电力市场建设2026-2027年行动方案》的持续推进，预计2026年底全国电力市场化交易电量占全社会用电量的比重将突破65%，2027年有望达到70%。电力市场建设正站在从"量变"到"质变"的关键节点上。

来源：

中国能源产业发展网

作者：

马行川