eo记者 潘秋杏

编辑 韩晓彤

审核 姜黎

2026年是“十五五”规划开局之年，也是全国统⼀电力市场体系由“初步建成”向“基本建成”迈进的关键起步之年。年初，国务院办公厅印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，明确全国统一电力市场体系到2030年基本建成、到2035年全面建成。近期，在《2025年度中国电力市场发展报告》（以下简称《报告》）视频直播发布会上，国家能源局市场监管司有关负责人，电力规划设计总院党委常委、副院长刘国斌以及多位行业专家围绕2026年电力市场建设重点和未来发展方向进行了系统阐述。

与会嘉宾认为，随着全国统一电力市场体系初步建成，下一阶段的核心任务将从“有没有”转向“好不好”“优不优”。《南方能源观察》杂志记者梳理与会嘉宾观点，围绕现货市场、跨省跨区交易、零售市场、辅助服务市场和市场监管几个维度，呈现2026年电力市场建设的重点任务与方向。

一、现货市场：加速转入正式运行，推进多维度价格信号

推动电力现货市场正式运行，是2026年全国统一电力市场建设的重要任务。

国家能源局市场监管司有关负责人表示，2026年要推动全国一半以上省级电力现货市场正式运行。刘国斌介绍，到2026年底，各电力现货市场将连续运行超过一年，南方区域电力市场以及安徽、陕西、福建、辽宁、河北南网等多个省级电力现货市场将转⼊正式运行。

在区域市场层面，南方区域电力现货市场走在前列。中国南方电力调度控制中心总经理黄河介绍，南方区域电力现货市场已于2025年6月28日进入连续结算试运行。下一步，南方区域电力市场将重点在深耕区域市场和融入全国统一电力市场两个方向上发力。在深耕区域市场方面，推动价格信号从单一量电价转向体现时空价值、调节价值和充裕性价值的多维度定价，完善省间通道容量电价等机制，以及激发分布式新能源市场主体的活力。此外，南方电网公司将力促南方区域电力现货市场转入正式运行，推进澜湄区域共同电力市场建设布局。

二、跨省跨区电力交易：扩大规模、试点输电权，推动绿电在更大范围流动

2026年，跨省跨区电力交易将在规模扩大、机制创新和绿电交易三个维度同步推进。

在规模扩大方面，国家能源局市场监管司有关负责人表示，跨省跨区交易规模将进一步扩大，推动跨省跨区市场连续不间断运行。在长三角、东北基础上，推动西北、华中等区域实现短期省间交易常态化运行。刘国斌也表示，2026年要实现更多区域省间电力交易常态化运行，南方区域电力市场加强区域一体化探索。

在机制创新方面，输电权交易试点将成为重点。东南大学教授高赐威认为，未来应通过加强跨省跨区输电通道建设、建立市场化输电权交易机制、建立透明的阻塞收入分配机制等，推动电能在全国范围内更自由流动。国家电投经济技术研究院党总支书记、执行董事何勇健也建议，通过市场机制提升特高压和跨省跨区通道利用率。

跨电网经营区交易是跨省跨区交易⾛向成熟的重要标志之一。黄河介绍，《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》获批复以来，中长期交易开展较多，现货交易虽然量不多，但在保供中发挥作用。未来，随着湘黔、渝黔、湘粤三个背靠背工程投产，跨电网经营区现货交易预计将有较大幅度增长。

在绿电交易和新能源外送方面，内蒙古的探索具有代表性。内蒙古电力交易中心总经理王海利表示，将拓展跨省跨区交易，加强与北京电力交易中心、广州电力交易中心的合作，把更多内蒙古绿电输送到全国有需求的地区。在沙戈荒大基地方面，内蒙古电力交易中心计划以昭沂直流模式作为模板，主动参与沙戈荒交易模式组织和绿电送出。在拓展绿色电力消费方面，内蒙古电力交易中心还将对向蒙古、俄罗斯输出绿证开展探索，提升中国绿证的国际影响力。

三、零售市场：售电公司从价差套利走向综合能源服务

规范零售市场秩序、推动售电公司转型是2026年电力市场建设的重点方向。

国家能源局市场监管司有关负责人表示，2026年将进一步推动批零市场联动贯通，完善零售市场机制，健全批零价格传导联动和信息披露机制，健全零售市场治理体系，推动售电公司逐步从价格套利向服务增值转型，促进电力零售市场规范、有序、便捷、高效发展。

潮流能源科技有限公司董事长刘金海从售电公司视角做了进一步分析。他认为，过去售电公司更多承担政策宣导、用户电量预测等角色。随着现货市场全面铺开，电能量开始具有更明确的时间价值和空间价值，批发市场价格波动增强，零售⽤户需求开始分化，一部分调节能力强、价格敏感的用户，希望批发市场价格信号能够传导给自己，以便在低价时多用电、高价时少用电；另一部分调节能力弱、风险偏好低的用户，则希望售电公司帮助其锁定用能成本。

刘金海表示，在电能量具备时间价值和空间价值的新阶段，综合能源服务机会正在出现。售电公司可围绕用户需求，探索分布式光伏、储能、风电、虚拟电厂等服务，帮助用户降低用能成本、提升调节能力，并参与市场获取收益。他还提出，当前，虚拟电厂等新业态仍需进一步完善激励机制，“用户是否愿意参与调节，取决于收益能否覆盖其生产调整成本”。

何勇健认为，当前用户侧“报量不报价”参与市场，难以发挥其用电弹性及对市场价格的响应作用。此外，当前，我国电力零售市场规则体系尚不完善，存在市场主体成熟度不足，以及价格传导失灵、市场行为失范、主体抗风险能力弱、监管机制滞后、零售套餐透明度不足等一系列问题，导致零售市场乱象滋生，可能制约市场功能的正常发挥和改革红利的充分释放。“目前，市场正在规范，市场主体要有市场风险意识，按市场规则来办事。”

四、电力辅助服务市场：拓展交易品种，推动成本向用户侧疏导

辅助服务市场是保障高比例新能源电力系统安全稳定运行的关键机制。2026年，辅助服务市场将在品种拓展和成本疏导两方面重点推进。

在品种拓展方面，国家能源局市场监管司有关负责人表示，要推动调频辅助服务市场基本全覆盖，推动全国各地辅助服务费用向用户侧传导，并在有条件的省份探索爬坡、转动惯量等交易品种，东北、南方等区域研究启动备用辅助服务市场。

何勇健认为，要进一步优化辅助服务费用分摊机制，按照“谁受益、谁负担”的原则，完善辅助服务成本向用户侧疏导机制，实现辅助服务成本科学分摊。“应向社会形成明确信号，低碳转型不是免费的。”

何勇健还提到，当前，分布式资源参与市场的机制处于缺位状态，要研究向批发市场传导价格的方式，进一步计算分布式资源带来的辅助服务调节成本。他还建议，要建立多元化的辅助服务市场体系，健全调频、备用等辅助服务交易机制设计；积极探索设计转动惯量、灵活爬坡等新兴辅助服务交易品种；鼓励新型经营主体以聚合等多种方式参与辅助服务市场；推动辅助服务市场与电能量市场联合出清。

高赐威进一步分析认为，辅助服务成本未来可能在终端电费中占比越来越高，应建立更加透明的成本疏导机制，细化“谁受益、谁承担”原则，设立独立的辅助服务费项，并建立跨省区辅助服务交易和结算机制，实现成本在真实受益者之间公平分摊。

五、电力市场监管：数字化赋能，破除省间壁垒

随着市场规模扩大和主体增多，风险防控和市场监管体系建设成为2026年统一电力市场建设的重要保障。

国家能源局市场监管司有关负责人指出，要健全电力市场风险防控机制，提高电力监管效能，强化数字化监管实践应用，加强市场运行实时监测，完善“三道防线”工作机制，破除地方保护和省间壁垒，坚决纠治违规行为。刘国斌也强调，要健全电力市场风险防控机制，常态化开展电力市场异常行为监测与处置，进一步推动数字化监管应用实践，持续规范市场经营主体信息披露行为。

高赐威从省域管理体制角度分析了市场监管面临的深层挑战。他认为，地方利益导向、规则不统一、保供属地责任和财税考核机制等因素，都会影响全国统一电力市场有效运行。未来应强化统筹权，提升国家级中心的话语权；同时理顺中央与地方在电力交易中的财税分配机制，探索税收分成机制，构建统一利益格局。

《2025年度中国电力市场发展报告》链接：http://www.eppei.ceec.net.cn/art/2026/6/1/art_50133_2517675.html