2026年电力市场化改革推进实施方案

2026年电力市场化改革推进实施方案为深入贯彻国家能源安全新战略，全面落实关于深化电力体制改革的决策部署，加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，推动电力行业高质量发展，制定本实施方案。一、总体要求1.1指导思想以保障国家能源安全和推动绿色低碳转型为根本目标，坚持市场化、法治化、绿色化方向，遵循“管住中间、放开两头”的体制架构，进一步破除体制机制障碍，完善市场体系，健全价格机制，强化监管能力，激发市场活力，推动有效市场和有为政府更好结合，为建设新型能源体系、实现碳达峰碳中和目标提供坚实支撑。1.2基本原则安全可靠，保障供应：坚持安全是发展的前提，将保障电力系统安全稳定运行和电力可靠供应作为改革的底线，强化市场机制与安全保供的协同。市场主导，政府引导：充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好发挥政府作用，完善市场规则，维护市场秩序，弥补市场失灵。系统推进，重点突破：统筹电力中长期、现货、辅助服务、容量等市场建设，协同推进发、输、配、售、用各环节改革，聚焦关键领域和难点问题实施攻坚。公平开放，高效配置：保障各类市场主体平等参与市场竞争的权利，建立公开透明、公平开放的交易平台，促进电力资源在更大范围内优化配置。绿色低碳，创新驱动：健全反映电力绿色价值、环境成本的市场机制，激励清洁能源发展和用户侧资源参与，推动技术创新和商业模式创新。1.3主要目标到2026年底，电力市场化改革取得决定性进展，全国统一电力市场体系初步建成，市场机制在促进能源转型和资源配置中的作用显著增强。具体目标包括：市场体系更加健全：中长期、现货、辅助服务市场实现有效衔接、协同运行。跨省跨区资源市场化配置和余缺互济水平显著提升。初步建立适应新能源高比例接入的市场机制。价格机制更加完善：上网电价、输配电价、销售电价形成机制更加科学合理。燃煤发电、燃气发电、核电、可再生能源发电等上网电价全面由市场形成。工商业用户全部进入市场。居民、农业用电价格保持相对稳定。交易规模持续扩大：市场化交易电量占全社会用电量比重达到80%以上。跨省跨区市场化交易电量占跨省跨区输送电量的比重超过60%。运营机构更加规范：电力交易机构实现独立规范运行，电网企业、售电公司、电力用户等各类市场主体公平参与交易。监管能力全面提升：适应新型电力系统和电力市场发展的现代化监管体系基本建立，监管的精准性、有效性显著增强。二、重点任务2.1健全多层次统一电力市场体系2.1.1强化中长期市场压舱石作用丰富交易品种与周期：全面推广分时段签约交易，鼓励签订多年期、多年带曲线合约。完善差价合约、金融输电权等避险工具，帮助市场主体管理价格波动风险。规范合同管理：健全中长期合同市场化调整机制，明确违约认定标准和处理办法。推动中长期合同电量、曲线与现货市场有效衔接，强化合同履约监管。健全绿电交易机制：扩大绿色电力交易规模，推动平价新能源项目全面参与绿电交易。建立绿电消费认证标准体系，实现绿电环境价值与电能价值的有效分离与传导。2.1.2全面深化电力现货市场建设扩大现货市场运行范围：推动具备条件的区域全部进入现货市场连续结算试运行或正式运行。统一核心市场规则，包括出清机制、价格机制、结算机制等。完善价格形成机制：健全反映时空信号和阻塞成本的电能量现货价格机制。探索建立节点边际电价或分区电价体系，更精准地引导发电资源和负荷分布。加强市场力监测与防范：建立完善的市场力监测、评估与缓解机制。对市场集中度高的地区和时段，采取结构性、行为性措施，防范操纵市场行为。2.1.3加快跨省跨区电力市场建设推进区域市场一体化：以国家电网、南方电网为基础，分别构建规则统一、协同运行的区域电力市场。破除省间壁垒，促进资源在区域范围内自由流动和优化配置。健全跨省跨区交易机制：完善跨省跨区中长期交易机制，丰富交易品种。推动跨省跨区交易与省内现货市场融合，探索“点对网”电源参与受端市场的方式。优化输电通道使用与定价：推广按物理合同使用输电通道的模式。完善跨省跨区输电价格机制，合理分摊输电成本，探索建立容量电价机制激励输电投资。2.1.4建立市场化容量保障机制因地制宜设计容量机制：在系统可靠性存在风险的地区，研究建立容量成本回收机制，如容量市场、容量补偿或稀缺定价。机制设计需与电能量市场、辅助服务市场协调。明确容量提供主体：确保各类可调节电源，包括煤电、气电、抽水蓄能、新型储能等，在提供有效容量的前提下获得合理收益，保障长期发电充裕度。衔接规划与市场：将容量市场或补偿机制作为电力发展规划的重要参考，引导新增发电容量投资，优化存量机组功能定位。2.2完善适应新型电力系统的市场机制2.2.1健全辅助服务市场体系扩大辅助服务提供主体：推动新型储能、虚拟电厂、负荷聚合商、分布式电源等多元主体平等参与调峰、调频、备用等辅助服务市场。丰富辅助服务交易品种：根据系统需要，适时引入爬坡、转动惯量、快速调压等新型辅助服务品种。建立辅助服务成本向用户侧的合理疏导机制。推动辅助服务市场化定价：完善调频、备用等辅助服务的市场化出清和定价机制，使其价格真实反映服务价值和系统需求。2.2.2创新新能源参与市场模式保障性收购与市场化交易并轨：推动平价新能源项目电量全部通过市场化方式消纳。研究制定适应新能源波动性、间歇性特点的市场交易和结算规则。完善新能源预测与偏差考核：强化新能源功率预测管理，建立与预测精度挂钩的激励机制和合理的偏差处理机制，促进新能源企业提升预测水平。探索“新能源+储能”一体化参与市场：鼓励新能源项目配置储能，并允许其作为整体参与电能量市场和辅助服务市场，提升新能源的可调节性和市场竞争力。2.2.3大力推动需求侧资源参与市场全面放开负荷侧资源：建立健全虚拟电厂、负荷聚合商等新兴市场主体的注册、交易、计量和结算规则。推动工业可调节负荷、商业楼宇、电动汽车、智能家居等资源规模化、常态化参与市场。完善需求响应机制：将需求响应资源视同发电资源，纳入电能量市场和辅助服务市场交易。建立基于价格信号或激励机制的需求响应模式，提升系统调节能力。发展分布式发电市场化交易：规范开展分布式发电就近交易（“隔墙售电”），明确过网费标准，支持分布式光伏、分散式风电等与周边用户直接交易。2.3深化电价改革与市场运营2.3.1深化上网电价市场化改革全面放开各类电源上网电价：除由电网企业保障供电的调节性电源外，燃煤、燃气、核电、水电、新能源等发电上网电价全面通过市场竞争形成。完善煤电价格市场化形成机制：健全煤电价格与煤炭价格联动的市场化机制，保障燃料成本波动能够通过市场化交易价格合理疏导。研究建立容量电价机制：对于煤电等支撑性电源，在推进电能量价格市场化的同时，研究建立体现其容量支撑价值的容量电价机制，保障系统安全。2.3.2优化输配电价监管体系开展第三监管周期输配电价核定：严格成本监审，优化准许收益率、折旧年限等参数，促进电网企业精益管理、提高效率。合理核定抽水蓄能、独立储能等设施的成本费用。完善分电压等级、分用户类别输配电价结构：更好反映供电成本差异，引导用户合理用电和电网合理规划。研究建立基于负荷率或需量的两部制输配电价。规范交叉补贴：在保持居民、农业用电价格基本稳定的前提下，逐步减少工商业用户承担的交叉补贴，推动交叉补贴由“暗补”转向“明补”。2.3.3推动经营主体改革与市场运营规范化进一步规范电网企业运营：电网企业聚焦输配电主营业务，保障电网公平开放。其所属售电公司应独立运作，与输配电业务在人员、财务、信息等方面严格隔离。促进售电侧有效竞争：健全售电公司准入、退出和信用监管机制。鼓励售电公司向综合能源服务商转型，为用户提供节能、用电优化、分布式能源管理等增值服务。提升电力交易机构独立规范运作水平：巩固交易机构股份制改革成果，优化股权结构。健全交易机构治理体系，强化信息披露，确保市场运营的公开、公平、公正。2.4强化电力市场监管与风险防控2.4.1健全现代化电力市场监管体系明确监管职责与分工：强化能源监管机构对电力市场运行秩序的监管，地方主管部门负责本行政区域内电力管理和市场建设工作，形成监管合力。创新监管方式与工具：运用大数据、人工智能等技术手段，加强对市场力、价格异常、交易行为、电网公平开放等的实时监测和预警。推行“互联网+监管”。加强信用体系建设：建立健全覆盖所有市场主体的信用记录、评价、共享和奖惩机制。将严重失信行为纳入全国信用信息共享平台，实施联合惩戒。2.4.2构建全链条市场风险防控机制强化市场运营风险管控：电力交易机构、调度机构需建立完善的风险管理制度，包括价格限额、持仓限额、保证金、结算风险准备金等，防范市场结算风险。保障电力系统安全稳定：市场规则设计必须嵌入安全约束。调度机构依法行使安全校核和紧急处置权，确保在任何市场状态下电力系统的物理安全。制定市场应急预案：针对极端天气、燃料短缺、重大故障等可能导致市场失灵或供应短缺的情况，制定详细、可操作的应急预案，明确政府干预的条件、程序和措施。2.4.3加强信息披露与市场透明度制定统一的信息披露标准：明确电网企业、发电企业、售电公司、交易机构、调度机构等的信息披露范围、内容、格式和时限。建设权威统一的信息披露平台：以电力交易机构为主平台，集中发布市场规则、交易结果、电网拓扑、阻塞情况、系统平衡、监管信息等，保障市场参与者平等获取信息。保护市场参与者商业秘密与个人信息：在推进信息披露的同时，依法依规保护市场主体的商业秘密和电力用户的个人信息。三、实施步骤3.1第一阶段：巩固完善与扩大试点（2024年底前）全面总结评估前期电力市场化改革成效与问题。推动所有省份的电力现货市场开展长周期连续试运行。扩大绿色电力交易试点范围，初步建立绿电消费认证体系。在重点区域开展跨省跨区现货市场试点。出台虚拟电厂、负荷聚合商参与市场的规范性文件。3.2第二阶段：全面深化与协同运行（2025年底前）全国大部分省份电力现货市场进入正式运行。区域电力市场基本建成并实现协同运行。辅助服务市场实现所有省级电网全覆盖，新型主体广泛参与。建立并实施煤电容量电价机制。全面推广分时电价机制，居民阶梯电价制度进一步完善。工商业用户全部有序进入市场。3.3第三阶段：体系成型与效能提升（2026年底前）全国统一电力市场体系初步建成，中长期、现货、辅助服务、容量等市场有机衔接。适应高比例新能源的市场机制有效运转。需求侧资源成为电力平衡的重要力量。市场化电量占比达到目标，市场配置资源的决定性作用充分发挥。现代化电力市场监管体系成熟定型。四、保障措施4.1加强组织领导在国家能源委员会统筹协调下，国家发展改革委、国家能源局牵头推进改革实施。各地要成立由政府负责同志牵头的电力市场化改革工作领导小组，细化落实本方案，确保改革任务落地。4.2完善法规体系加快推动《电力法》修订工作。制定或修订电力市场运营、电力现货交易、电力辅助服务管理、电力需求侧管理、售电公司管理、电网公平开放监管、电力市场监管等相关法规、规章和规范性文件，为改革提供法治保障。4.3强化技术支撑加大投入，升级改造电力市场技术支持系统、调度自动化系统、计量采