随着国家发改委明确2026年将全面实施碳排放总量和强度双控制度，中国正迎来电力和碳市场机制协同演进的关键时期。
2025年底发布的《电力中长期市场基本规则》全面规范了电力中长期交易行为，将多年、年、月、月内等不同时间维度的电力交易纳入统一框架，标志着我国电力市场化改革迈入新阶段。全国各地正基于国家构建统一电力市场体系的顶层设计，加紧落实2026年度的电力交易政策。目前，全国超过二十个省份已正式发布或就2026年的交易方案公开征求意见，虽然各省进度和细则各有不同，但共同展现出市场化改革全面深化、新能源加速入市、中长期与现货市场紧密衔接的清晰趋势。
与此同时，中共中央办公厅和国务院办公厅发布的《关于健全资源环境要素市场化配置体系的意见》和《关于推进绿色低碳转型加强全国碳市场建设的意见》，确立了全国碳市场建设的总体方向。
从区域来看，华北电网区域的山西、山东现货市场已正式运行，市场建设处于全国前列，各省交易规模普遍提高，交易方式也更为丰富。东北区域的辽宁、黑龙江、吉林等地已开展连续现货结算试运行。在华东区域，浙江的电力现货市场已转入正式运行，安徽、福建、江苏、上海等地也已连续开展现货交易。华中区域的湖北现货市场正式运行，湖南、河南、江西则处于连续结算试运行阶段。西北区域中，甘肃现货市场正式运行，新疆、宁夏、青海、陕西等地也已连续开展。西南区域的四川、重庆，以及南方电网区域的广东、广西、海南、云南、贵州等地，现货市场建设均在稳步推进或已进入连续试运行。
具体到各省份，近期发布的政策在具体设计和侧重上各有特色。例如，海南省在2025年底发布的方案中，明确要求年用电量50万千瓦时及以上的工商业用户必须在2026年6月1日前直接参与市场交易，并取消了固定价格零售套餐，统一调整为“固定价格+市场联动”模式，以更好地向用户传导市场信号。同时，海南对参与市场的核电设置了政府授权合约机制，以稳定基础电价。
湖南省则着重优化中长期交易的价格形成机制，明确要求2026年签订的省内年度中长期合同中，最多只有40%的电量可以约定固定价格，其余60%的电量价格需与现货市场价格联动，此举旨在增强价格灵活性并引导市场预期。该省2026年的市场工作核心围绕“建市场、促转型、降电价”三大任务展开。
陕西省的方案对市场主体参与中长期交易的比例设定了详细的激励约束机制。例如，要求燃煤发电企业年度中长期合同签约电量不低于上一年实际上网电量的60%，用电侧主体则不低于上一年实际用电量的45%，并对未达标者设置了明确的考核标准。此外，陕西要求批发市场中长期交易全部细化至24个时段开展，以加强与现货市场的衔接。
云南省最新调整的是分时电价政策，明确自2026年3月1日起，直接参与电力市场交易的用户将不再执行政府规定的分时电价，其电价完全通过市场交易形成。这项调整旨在让市场在价格发现中发挥决定性作用，更好地反映电力供需的实时变化。
山西省近期部署了2026年增量新能源项目的机制电价竞价工作，为新投产的风电、光伏项目确定了总计约95.76亿千瓦时的机制电量规模，并通过竞价方式确定未来十年的上网电价。这体现了在新能源全面入市的背景下，各省探索如何以市场化方式保障其合理收益并促进消纳。
根据绿之源行业观察，大部分省份其2026年的政策方向与国家要求保持一致，普遍呈现几个共同特征：
一是继续扩大电力市场化交易规模，推动全部工商业用户有序进入市场；
二是要求风电、光伏等新能源发电电量全部进入市场；
三是强化中长期交易与现货市场的衔接，许多省份要求中长期合同进行分时段签约；
四是鼓励或规范绿色电力交易，并积极探索虚拟电厂、独立储能等新型主体参与市场的机制。
这些省级方案的制定，均以国家层面新出台的《电力中长期市场基本规则》等一系列核心政策文件为根本遵循。国家政策明确了全国统一电力市场“1+6”基础规则体系的构建，并设定了关键时间节点，如要求各地在2026年3月1日前完成相关细则的备案，以及推动电力现货市场在2025年底前基本实现全覆盖。
01 市场定位与政策目标分化
中国的电力交易市场与碳排放权交易市场在基本定位和功能上存在本质差异。电力交易市场的核心在于实现能源资源的高效配置与价值发现，而碳排放权交易市场的根本任务是建立碳定价机制，通过市场手段推动温室气体减排。
电力交易包括电能量交易、辅助服务交易等多种形式，涉及发电企业、售电公司、电力用户及新型经营主体等多方参与。根据最新规则，电力中长期交易涵盖从数年、年度到月、月内的不同交割周期，形成了完整的市场体系。
碳排放权交易市场则基于碳排放权的稀缺性进行配额交易，目前主要覆盖发电行业，并计划逐步扩大至工业领域主要排放行业。全国碳排放权交易市场的建立目的是通过碳定价，引导企业减少碳排放，同时鼓励低碳技术发展。
这两种市场机制均属于市场化政策工具，但其功能定位不同，前者聚焦能源要素配置效率，后者则侧重环境外部成本内部化。最新政策强调要“加强全国碳市场与绿电、绿证等市场化机制的政策协同、制度衔接”。
02 电力市场化改革的深度推进
中国电力市场化改革正在加快推进，其中市场主体的多元化、交易品种的丰富化和交易周期的灵活性成为主要特征。最新发布的《电力中长期市场基本规则》为全国统一电力市场体系的建设提供了制度框架。
海南和广西等地已陆续发布2026年电力市场化交易实施方案，显著扩大了市场参与主体范围。海南明确要求年用电量50万千瓦时及以上的工商业用户于2026年5月15日前完成入市注册。
同时，这些地区推动全部工商业用户进入市场，风电、光伏等新能源发电项目上网电量也全面进入市场。
国家发改委和国家能源局近期还建立了全国统一电力市场评价制度，将从2026年起对市场运营效果、作用发挥、经营主体可持续发展和市场竞争充分度等维度开展综合评价，进一步规范市场运行。
这一制度将有助于形成更加透明、高效的电力市场环境，为中长期市场化改革提供评估依据和优化方向。
03 碳排放权交易扩展与双控机制实施
全国碳排放权交易市场正经历重大演进，从单一的强度控制转向总量与强度双控并行。根据最新政策，到2027年，全国碳排放权交易市场将基本覆盖工业领域主要排放行业。
碳排放权交易市场当前处于基于强度控制、配额免费分配的阶段，对电力行业的影响主要体现在促进火电行业内部结构调整。
市场将逐步提升碳排放权交易市场的配额有偿分配比例，并最终实现向配额总量控制的过渡。这一转变将使碳价能够更好地反映碳排放的真实成本。
2026年将成为关键转折点，国家发展改革委明确表示将全面实施碳排放总量和强度双控制度。这意味着企业不仅要关注单位产出的碳排放强度，还要面对明确的排放总量上限。
新的考核机制将推动全社会形成减排合力，为碳市场提供更加明确的政策信号和市场预期。
04 电碳市场协同机制建设
中国正致力于建立电力市场与碳市场之间的有效协同机制，避免政策冲突和重复监管。尽管两种市场独立运行，但在更高层面的政策设计中，存在相互促进的可能性。
生态环境部已明确当前重点排放单位因使用电力产生的二氧化碳间接排放不纳入全国碳排放权交易市场的配额管理范围。这一政策选择使得两个市场在现阶段可以相对独立运行，各自发挥作用。
在技术层面，两个市场的协同体现在数据互通与互认方面。碳排放权交易市场的碳价走势会为绿电和绿证交易提供重要价值锚定。而绿电绿证交易信息则为企业碳排放核算和配额发放提供参考依据。
中共中央办公厅和国务院办公厅的指导意见进一步强调了资源环境要素市场化配置体系的整体性，要求加强碳排放权交易与碳排放双控制度衔接。
这种整体性的制度设计为两个市场的长期协同奠定了基础，避免了制度碎片化和政策冲突。
05 ESG框架下的电碳交易整合
环境、社会和治理（ESG）理念正成为统筹电力和碳交易市场发展的高级框架。随着全球可持续金融的快速发展，企业面临日益增长的ESG披露要求，中国也在这方向上加速推进。
ESG框架将电力和碳交易从单纯的成本或合规事项提升至企业战略层面。使用绿电、管理碳资产不仅是为了满足监管要求，更是塑造企业品牌、提升竞争力的重要手段。
国家政策正积极引导这一趋势，五部门发布的《关于开展零碳工厂建设工作的指导意见》明确支持开展绿电绿证交易，鼓励工厂发布ESG报告。这一政策导向强化了电碳交易在ESG实践中的核心地位。
根据国家发展改革委的最新工作安排，绿色转型已成为“十五五”期间的核心任务。企业参与电力和碳市场交易不仅能够满足监管要求，还能有效回应投资者、消费者和供应链伙伴对可持续发展的期待，获得多重战略收益。
在这一框架下，电力和碳交易超越了传统商品交易的范畴，成为企业展示环境责任、管理长期风险、创造差异化价值的重要工具。
06 未来前景与战略应对
随着2026年碳排放双控制度的全面实施和全国统一电力市场评价制度的建立，中国的电力和碳市场将迎来更为紧密的协同发展期。企业需要系统性地把握这一趋势，制定综合性应对策略。
电力市场化改革将继续深化，市场参与主体将进一步多样化，交易品种和交易周期也将更加灵活。与此同时，全国碳排放权交易市场将扩大行业覆盖范围，并逐步由强度控制转向总量控制。
从长期看，两个市场将通过价格信号相互影响，形成良性互动机制。当碳市场中的碳价充分反映碳排放成本，并通过电价传导机制影响电力消费决策时，清洁能源的市场竞争力将得到实质性提升。
面对这一趋势，绿之源建议企业采取系统性的电碳资产整合管理策略。企业应将电力采购决策与碳资产管理相结合，将ESG理念融入企业战略，通过专业咨询和技术支持优化电碳资产组合。
企业应建立统一的电碳数据管理系统，为参与两个市场交易和履行ESG信息披露责任提供可靠数据支撑。只有将电力和碳交易置于企业可持续发展的整体框架下，才能在新一轮绿色转型中获得竞争优势。
海南和广西已发布的2026年交易方案表明，绿电交易正逐步融入统一电力市场框架，以双边协商和挂牌交易为主要形式开展。五部门的零碳工厂指导意见进一步强化了绿电消费在企业脱碳路径中的核心地位，绿电使用比例已成为衡量工厂绿色转型进展的关键指标。
随着越来越多的工商业用户被纳入电力市场，以及碳排放双控制度的全面实施，电力和碳市场的协同效应将更加显著，共同构成中国实现“双碳”目标的市场基石。
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