但拼在一起看，它们到底在说一件什么事？

这篇文章试图做一件事：把过去一年半最重要的电力市场政策串成一条线，告诉你——中国电力市场正在经历一场什么样的变革，它从哪里来，现在走到了哪一步，以及终点在哪里。

第一层：一张蓝图——4号文画了什么？

2026年2月11日，国务院办公厅印发了一份文件：《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号）。

国务院办公厅发文，在电力市场领域极为罕见。上一次同等级别的文件，是2022年那份《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》。再往前追溯，就是2015年的”9号文”——中国新一轮电力体制改革的起点。

4号文的级别，决定了它不会告诉你任何一个具体的交易规则或电价数字。它做的事情更大：画蓝图、定时间表、分任务。

蓝图的核心，可以浓缩成两句话和两个时间节点：

2030年——基本建成全国统一电力市场。市场化交易电量占全社会用电量的70%左右（2025年大约是64%）。现货市场全面正式运行。所有电源类型和除保障性用户外的电力用户全部直接参与市场。

2035年——全面建成。电力资源的电能量、调节、环境、容量等多维价值全面由市场反映。

两个时间节点之间，4号文用19条措施铺了一条路。如果你没有耐心看19条，那么只需要记住四个关键方向——它们是理解后续所有政策的坐标系。

第二层：四个方向——4号文的骨架

方向一：打通省际壁垒

中国电力市场最大的结构性矛盾，不是技术问题，而是地理问题：每个省都有自己的一套交易规则、自己的电价体系、自己的利益算盘。

我在之前写南方五省横评的时候感受最深——同样是南方电网覆盖的五个省，广东的现货均价是云南的四到五倍，贵州的批零价差已经为负，海南作为孤网完全自成体系。同一座储能电站放在不同省份，收益可以差出一个数量级。

这不是”市场”，这是五个互不相通的水池。

4号文对这个问题的回应非常直白：”打通国家电网、南方电网经营区之间市场化交易渠道”、”一地注册、全国共享”、”条件成熟时，研究组建全国电力交易中心”。

最有想象力的一句话是：逐步从经营主体分别进行跨省跨区和省内交易，过渡到经营主体只需一次性提出量价需求、电力市场即可在全国范围内分解匹配供需的联合交易模式。

翻译一下：你作为一个发电厂或用电企业，将来不需要分别跟省内交易中心和省间交易中心打两次交道。你报一次价，系统自动帮你在全国范围内找到最优的买家或卖家。

这是终局。现在离终局还很远。但后面你会看到，国网和南网已经开始各走各路地往这个方向跑了。

方向二：现货市场”转正”

从2017年第一批现货试点启动至今，中国的电力现货市场一直在”试运行”状态。

4号文给了一个明确的截止日期：2027年前基本实现正式运行。

正式运行意味着什么？意味着现货价格信号不再是”仅供参考”，而是真正决定谁赚钱、谁亏钱的价格。意味着所有经营主体要从”被动接受调度”走向”报量报价主动参与”。意味着广东出现负电价、陕西午间跌破0.3元/度这样的事情，将不再是”异常波动”，而是市场的正常表达。

山东的实践已经提供了一个预演：通过现货价格信号，引导446万工商业用户转移晚高峰负荷超过200万千瓦，增加午间新能源消纳超过580万千瓦。价格，正在真正开始指挥行为。

方向三：多维价值定价

过去的电力市场，本质上只交易一种东西——电能量（度电）。你发了多少度电，按什么价格卖出去，算清楚，完事。

但4号文画的蓝图里，一度电不再只有一个价格标签。它至少有四个维度的价值需要被市场定价：

电能量价值——你发了一度电，这度电在当时当地值多少钱（现货/中长期市场解决）。

调节价值——你能不能在系统需要的时候快速升降出力（辅助服务市场解决）。

环境价值——你这度电是绿的还是灰的（绿电/绿证市场解决）。

容量价值——不管你发不发电，你的装机容量本身对系统稳定有多大贡献（容量电价/容量市场解决）。

4号文对这四个维度分别部署了对应的市场机制，其中最值得注意的是两个”首次”：首次提出”条件成熟时探索容量市场”（不只是容量电价，而是真正通过竞价形成容量价格），以及首次提出”研究将绿证纳入碳排放核算的可行路径”（绿电和碳市场的打通）。

方向四：所有人都要进场

4号文明确：逐步缩小电网代理购电规模，推动10千伏及以上用户直接参与电力市场。

这意味着，过去由电网”代理”帮你买电的那些工商业用户——从工厂到商场到写字楼——将逐步被推入市场化交易。你要么自己买电，要么找售电公司帮你买。电网不再替你兜底。

与此同时，虚拟电厂、智能微电网、可调节负荷等”新型经营主体”也被正式写入国家级政策框架——它们不再是试点中的新鲜玩意，而是市场的正式参与者，需要承担输配电费、系统调节责任和社会责任。

第三层：蓝图之下——过去一年半的政策拼图

4号文是蓝图，但蓝图不等于施工图。从2025年初到2026年5月，一系列部委级文件才是真正在地面上干活的”施工图”。

它们各管一头，但逻辑上环环相扣。我把它们分成四条线索来讲。

线索一：新能源怎么入市？——136号文→各省实施方案

136号文（2025年2月，发改价格〔2025〕136号），全称《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》。

这是过去两年最震撼行业的单一政策文件。核心就一句话：新能源上网电量全面参与市场化交易。

过去，新能源电站的电费收入是”确定的数”——按燃煤标杆电价保量保价收购。136号文之后，这个”确定的数”变成了”波动的曲线”。你的电卖多少钱，取决于你在现货市场上的出清价格。

但政策没有一刀切。136号文设计了一个”机制电价”作为缓冲垫——当市场价低于机制电价时，电网补足差价；当市场价高于机制电价时，多出的部分回吐。这相当于给新能源电站装了一个减震器：你确实要入市了，但最坏情况下还有个保底。

各省的落地差异极大。我写过云南136号文的解读——云南汛期现货均价只有83.7元/MWh，是全国最低的新能源电价环境，但由于机制电量100%覆盖、机制电价锚定燃煤基准价，存量项目的现金流反而相当稳定。广东则走了完全不同的路——现货价格区间扩到了-50至1800元/MWh，新能源直面市场波动的烈度远超其他省份。

136号文回答了”新能源入市”的问题，但紧接着带出了下一个问题：入市之后，就近消纳怎么算账？

线索二：就近消纳怎么算账？——1192号文→650号文→688号文

1192号文（2025年9月，发改价格〔2025〕1192号）解决的是”绿电直连项目跟电网怎么算输配电费”的问题。过去，只要你的电经过了公共电网，就要按完整的输配电价交费。但如果一个风电场和隔壁工厂拉了根专线直连，电根本没怎么经过大电网，还要交一样多的过网费，显然不合理。

1192号文建立了一套新的计算方式——不再按你实际下了多少电算，而是按你接入电网的容量和核定负荷率来算。这为所有”就近消纳”项目划定了成本底线。

有了成本底线，就可以往上搭商业模式了。

650号文（2025年5月）搭了第一层：允许新能源通过专线向”单一用户”直供绿电。但它只开了一半的门——只许一对一，不许一对多。

688号文（2026年5月14日）把门彻底推开了：新能源可以通过专用线路向”多个不同法人用户”供绿电。工业园区、零碳园区、增量配电网都可以整体接入。而且688号文还给了那些”因消纳受限无法并网”的搁浅项目一条逃生通道——你上不了大电网，可以转做多用户绿电直连。

三份文件的关系：1192号文定了价，650号文铺了路，688号文开了门。 这是4号文”促进新能源就近就地消纳”这句蓝图语言的具体施工图。

线索三：调节资源怎么给钱？——114号文

114号文（2026年1月，发改价格〔2026〕114号），全称《关于完善发电侧容量电价机制的通知》。

4号文说要”完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源的容量电价机制”。114号文就是这句话的施工图。

它做了两件事。第一，把煤电容量电价从”每年回收不低于30%固定成本”调整到”不低于50%”——给煤电的保底收入大幅加码。第二，首次在国家层面建立了新型储能的容量电价机制——以煤电容量电价为基准，根据储能的放电时长和顶峰时贡献折算补偿金额。

我在114号文的解读里算过一笔账：一台100MW/400MWh的独立储能电站，在广东拿到的容量补偿大约是每年1650万元。这笔钱不取决于你的套利策略多聪明、调频响应多快——它是”存在即合理”的保底收入。

114号文的深远意义在于，它改变了储能资产的估值逻辑——从”纯粹的弹性收益”变成了”保底+弹性”的双层结构。这和4号文所说的”容量价值由市场反映”是同一个方向。

线索四：跨省怎么交易？——国网vs南网的两条路

4号文的蓝图说”跨省跨区和省内实现联合交易”。但国网和南网对”联合交易”的理解并不一样，走出了两条路线。

国网路线：省间现货。 2026年4月，北京电力交易中心发布的省间电力现货交易规则，核心思路是在中长期交易之上叠加一层日前、日内的实时竞价出清——用现货市场来发现省间电力的实时价值。

南网路线：月内连续中长期。 2026年5月，广州电力交易中心一口气发布了四份征求意见稿，核心变化是把跨省月内交易从”偶发补充”变成”按日连续开市”——让中长期交易本身变得足够灵活、足够高频，逼近准现货的时间颗粒度。

用一句话概括两条路线的差异：国网在中长期之外加了一层市场，南网在中长期之内加了频率。 两者殊途同归，但路径选择反映了不同的电网结构和市场哲学。

值得注意的是，4号文专门写了一句：”打通国家电网、南方电网经营区之间市场化交易渠道，尽快实现跨经营区常态化交易。”这两条路线迟早要合流。

第四层：如果你在意

政策拼图讲完了。但如果你不是政策研究者，你可能会问：这些跟我有什么关系？

这取决于你是谁。

如果你是工商业用户——你的电费账单正在被重写

4号文要求10千伏及以上用户直接参与市场。你交的电费将越来越多地取决于批发市场的价格波动，而不是一个固定的目录电价。你需要一个售电公司，或者你需要自己学会看价格曲线。

更直接的影响是系统运行费。在我写系统运行费那三篇文章时分析过：随着新能源入市，机制电价差价补贴的资金来源就是系统运行费分摊——最终买单的是工商业用户的电费账单。

如果你是售电公司——生存规则在变

广东Q1售电八成亏损，广西Q1全行业亏损逼近8亿——这不是偶发事件，而是市场化深水区的常态预演。当现货价格波动加剧、批零价差收窄甚至为负、偏差考核趋严，售电公司的商业模式正在从”赚差价”转向”管风险”。

4号文说要”引导售电公司向综合能源服务商转型升级”。翻译成白话：只会买低卖高的二道贩子模式走不远了，你得给客户提供预测、优化、节能、储能这些增值服务，才能活下来。

如果你是新能源投资方——退出路径正在打开

136号文让新能源的收入端从”确定”变成”波动”，这给投资估值带来了巨大挑战。但与此同时，688号文打开了多用户绿电直连的通道，114号文给储能配套提供了容量补偿保底，ABS等金融工具也开始在分布式光伏领域落地——2026年3月天合富家刚刚完成了国内首单户用分布式光伏ABS。

资产的退出路径比以前多了，但每条路径对底层现金流的要求也比以前高了。你不能只管建电站，你还得管运营数据、管交易策略、管绿证溯源。

如果你是储能运营商——容量补偿改变了游戏

114号文之前，储能的收入完全看市场表现——峰谷套利赚多少是多少，调频响应拿多少是多少。114号文之后，你有了一层保底收入。这不只是多了一笔钱，而是改变了你的投资决策逻辑——同一台储能电站，持有运营和装入REITs出售是两种完全不同的策略，而容量补偿的存在让”装入REITs出售”这条路开始具备可行性。

第五层：未完成的部分——这张蓝图还缺什么？

4号文画的蓝图很宏大，已经落地的施工图也不少。但如果你仔细对照蓝图和现实，会发现几个关键缺口。

缺口一：容量市场尚未启动。 4号文说”条件成熟时探索容量市场”，但目前只有114号文的行政定价式容量电价，离真正的市场化竞价形成容量价格还很远。在美国PJM市场，容量价格是通过年度竞价拍卖形成的，这套机制中国目前还没有。

缺口二：碳市场与电力市场的衔接。 4号文说”研究将绿证纳入碳排放核算的可行路径”，但这条路径目前仍在研究阶段。绿证和CCER是两个独立的体系，如何打通、如何避免双重计算，还没有答案。

缺口三：国网南网之间的跨经营区交易。 4号文说要”打通”，但截至目前，国网和南网之间的市场化交易仍未实现常态化。两张电网、两套规则、两个交易中心，要合成”一盘棋”，技术上可行，利益上复杂。

缺口四：用户侧参与深度不足。 4号文的终极目标是”除保障性用户外全部直接参与市场”，但目前大量工商业用户仍在电网代理购电机制下——由电网代替他们做出购电决策。要推动这些用户真正”入场”，不仅需要政策推力，还需要售电公司、虚拟电厂等中介力量的成熟。

最后：一个比喻

如果把中国电力市场比作一栋正在建造的大楼：

4号文是建筑设计图——它告诉你这栋楼长什么样、几层楼、什么时候封顶。

136号文是第一层的施工——新能源全量入市，地基打好了。

114号文是承重墙——容量电价给调节资源提供了结构性支撑。

1192号文、650号文、688号文是通道和走廊——让电力（和绿电）在不同空间之间流动起来。

省间现货规则、南方区域跨省中长期新规是电梯和楼梯——省际之间上下通行的工具正在安装。

这栋楼目前盖到了大约三层的位置。一楼（新能源入市）基本完工，二楼（容量电价+就近消纳）结构已起，三楼（跨省交易机制）正在施工。

而4号文画的蓝图，是一栋二十层的大楼，2030年封顶。

中间还有十七层要盖。

本文为茉言能源「政策深读」系列。更多政策解读请关注茉言能源。

延伸阅读：

• 《114号文来了：独立储能的容量补偿，是蜜糖还是砒霜？》
• 《云南136号文落地：水电王国里的新能源怎么定价？》
• 《从136号文到1192号文再到海南落地：新能源游戏规则正在被彻底改写》
• 《从一对一到一对多：688号文多用户绿电直连深度解读》
• 《南方区域跨省中长期交易新规深度解读》
• 《省间现货规则落地：这张新地图，改变了哪些人的算盘？》
• 《南方五省电力市场深度横评》
• 《系统运行费：新能源时代最被忽视的电价成本》