2026年是“十五五”开局之年，全国统一电力市场体系正由初步建成向基本建成同步迈进。本报告以半年度为窗口，全景梳理2026年上半年全国电力市场运行态势、交易规模、价格走势与改革进展，前瞻性研判下半年市场发展方向，为能源行业贯彻落实统一电力市场建设决策部署、深化电力体制改革提供阶段性参考。

2026年上半年，全社会用电需求延续平稳增长态势。据中电联预计，2026年全年全社会用电量将达到10.9万亿至11万亿千瓦时，同比增长5%至6%。上半年全社会用电量增速约为5.8%，其中第二季度增速维持在5%左右。

用电结构继续呈现优化态势。第三产业用电在新兴产业和数字经济发展的带动下保持较快增长，产业及其工业用电量持续正增长，产业结构调整和转型升级效果进一步显现。尤为值得关注的是，AI算力需求爆发带动相关行业用电显著增长，算电协同等新业态市场关注度大幅提升。据统计，2026年初至5月底，火电、风电、光伏板块涨幅分别达到41%、28%和14%，部分布局算力节点的综合性电力公司亦出现阶段性大幅上涨。

从供给端看，截至2026年4月底，全国发电装机容量达到39.9亿千瓦，较去年同期增加5亿千瓦。太阳能发电装机规模预计将在2026年首次超过煤电装机规模，年底风电和太阳能发电合计装机规模将达到总发电装机的一半。电源结构由煤电主导向多元支撑加速转型。

电力供需总体保持平衡。国网能源研究院发布的《中国电力供需分析报告2026》指出，2026年迎峰度夏期间全国电力供需总体平衡，局地高峰时段存在的供需缺口通过跨省跨区互济可基本消除。全国近一半地区5月代理购电电价环比修复，电价压力有望逐步缓解。

2026年上半年，全国电力市场化交易继续保持高速增长。据国家能源局数据，1至4月全国累计完成电力市场交易电量24307亿千瓦时，同比增长25.6%。从月度来看，各月增速均保持在25%以上的高位：1至2月完成11925亿千瓦时（+25.5%），1至3月完成18416亿千瓦时（+25.6%），4月当月完成5883亿千瓦时（+25.5%），增长势头稳定。

从交易范围看，省内交易电量1至4月累计达19456亿千瓦时，同比增长29.4%，省内市场活跃度显著提升；跨省跨区交易电量4851亿千瓦时，同比增长12.2%。省间市场的稳步增长为全国范围内的资源优化配置提供了有力支撑。

市场化交易电量在全社会用电量中的占比进一步提升。中长期交易继续扮演电力市场的“压舱石”角色，2025年前三季度中长期交易电量已占市场总交易电量的95.9%。跨经营区常态化交易机制于2025年正式打通，国家电网与南方电网之间实现了中长期、现货、绿电交易互联互通，全国统一电力市场的跨区协同能力明显增强。

2026年上半年，电力市场价格呈现显著的区域性、季节性分化。

从年度长协签约看，广东、江苏等主要省份2026年年度长协电价全线同比下行，降幅多在5%至17%之间，普遍逼近下浮20%的政策下限，16省年度长协电价同比下降，容量电价同步上调形成一定对冲。广东2026年度交易均价372.14厘/千瓦时，同比下降19.72厘/千瓦时，较燃煤基准价453厘/千瓦时下浮17.8%。

然而，随着夏季用电高峰临近，市场供需趋紧推动现货电价显著上行。2026年上半年全国电力现货市场价格呈现“南高北稳、波动加大”的格局。广东6月月度集中竞价均价升至438.32厘/千瓦时，分时集中竞争交易均价更是达到460.05厘/千瓦时，远高于年度长协均价。江苏、广东等省份上半年电价持续抬升，在气温逐步升高的背景下，6至8月发生厄尔尼诺事件的可能性为80%，将进一步推高用电负荷和边际电价。

华泰证券分析指出，当前煤价下2026年度长协与当地煤电现金成本倒挂的省份已超20%，若现货煤价继续上涨，电价的反弹可能由点及面，中国电价正迎来周期性拐点。国盛证券同样认为，2025年以来煤电发电利用小时跌幅逐步收窄，2026年一季度风电、光伏累计利用率分别降至91.9%和91.2%，消纳压力上升、火电兜底需求增强，电力供需结构转好具有持续性。

从各电源品种看，水电表现强劲——上半年主要流域来水整体偏丰，4月水电单月同比大增12.2%，水火反转格局确立，大型水电站电价在火电长协普遍下行的背景下仍表现出强韧性；核电迎来机制电价破冰，辽宁、广西率先落地核电可持续发展电价机制，盈利底部预期逐步明朗；风光则深陷“增量不增利”困局，发电量增长未能对冲电价下行压力。

2026年上半年，绿电交易与绿证市场迎来价值重塑的关键时期。绿证价格呈现“梯度递增”的显著分层行情：2026年新证均价达到7.76元/个，一度突破8元，是2026年考核唯一的合规标的；2025年证均价为5.71元/个；2024年老旧证跌至1.51元/个，临期证甚至低至0.3至0.5元。新旧绿证形成超5倍价差，分层行情十分显著。

从核发与交易量看，2026年4月全国核发绿证2.37亿个（可交易绿证1.77亿个，占比74.85%），当月交易绿证7110万个，其中绿色电力交易绿证2972万个，单独交易绿证4138万个。广东6月绿电挂牌交易中，电能量成交均价407.80厘/千瓦时，绿电环境价值成交均价49.98厘/千瓦时，环境溢价同比大幅提升。

算力企业正成为绿电消费的核心主力军，叠加“136号文”中纳入可持续发展价格结算机制的电量不重复获得绿证收益，2026年整体可流通绿证规模有所减少，推动绿证交易价格进一步走高。国家发展改革委、国家能源局还印发《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2026〕688号），为绿电直连模式提供了政策框架。绿证从“可有可无”变身“刚需硬通货”，标志着我国绿证市场正从规模扩张迈向价值重塑。

2026年上半年，电力市场改革在多条战线取得里程碑式进展。

现货市场建设方面，省间现货市场和山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江7个省级现货市场已正式运行，18个省级现货市场开展连续结算试运行。国家能源局发布的《2025年度中国电力市场发展报告》指出，到2026年底，各电力现货市场将连续试运行超过1年，其中南方区域市场及安徽、陕西、福建、辽宁、河北南网等多个省级电力现货市场将按程序转入正式运行。山西作为全国首个正式运行的电力现货市场，构建起“能涨能降”的市场价格机制，每5分钟形成一个实时电价，全天产生288个价格信号，极大提升了市场配置效能。

中长期市场规则方面，2025年12月修订印发的《电力中长期市场基本规则》于2026年3月1日起正式施行。新规则将覆盖范围从单一交易环节拓展至注册、交易、执行、结算、信息披露、风险防控全链条，明确推动中长期交易向“更长”和“更短”周期延伸，强化中长期交易“压舱石”作用。

输电权市场化交易取得突破。2026年6月1日起，我国在连接福建与广东的云霄直流通道率先开展输电权市场化交易，以月度及以内的短期交易起步。这是我国首个跨两大电网经营区的输电权市场化项目，填补了全国统一电力市场在输电容量配置领域的制度空白。国家发展改革委、国家能源局还印发《非化石能源电力消费核算指南（试行）》，进一步规范可再生能源消费认定。

辅助服务市场体系建设加速推进。国家能源局就《电力辅助服务市场基本规则》公开征求意见，明确按照“谁提供、谁获利、谁受益、谁承担”原则，优化辅助服务价格形成机制，充分调动可调节资源主动参与系统调节。2026年煤电容量电价机制进一步完善，辅助服务市场、容量补偿与电能量市场协同运作的格局基本成型。

市场监管方面，2026年监管重点涵盖新能源消纳、沙戈荒基地运行、电力市场串通报价等方面，国务院办公厅印发的《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），明确了“十五五”期间全国统一电力市场体系建设的总体方向与路径。

展望2026年下半年，全国电力市场将呈现以下发展趋势：

一是现货市场建设进入收官冲刺期。南方区域市场及安徽、陕西等多个省级现货市场将于年底前转入正式运行，全国统一电力市场体系加速完善。

二是电力供需趋紧或推动电价上行。厄尔尼诺事件推高夏季高温天气概率，叠加算力需求持续释放，7至10月低基数效应过去后，若需求实质性向好延续，现货电价有望在更高区间波动。

三是煤电一体化优势凸显。在煤价高位运行的背景下，煤电一体化企业凭借产业链协同优势实现估值与业绩双重提振，火电板块或从“电价成本双杀”逐步走出，盈利底部有望确认。

四是绿电绿证市场持续深化。绿证分层行情将延续，绿电消费从政策驱动转向市场需求驱动，“十五五”开局之年，全国统一电力市场体系正由初步建成向基本建成同步迈进，电力市场化改革将为构建新型能源体系和实现碳达峰碳中和目标提供更有力的制度保障。

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