2026年，我国电力市场步入能源转型深水区与电改下半场叠加的关键阶段。
随着现货市场全面铺开、新能源装机增速回归理性、多元市场主体同台竞技。
本文结合2025年市场动态，从政策导向、技术创新、市场主体竞争三大维度，预判2026年电力市场核心趋势，为企业战略布局提供参考。
一、政策导向
2026年电力政策将聚焦“市场化改革深化”与“绿色转型落地”两大核心，兼顾能源安全保供，政策调控更趋精准灵活。
（一）现货市场全面落地，价格信号精准化
历经多年试点，2026年电力现货市场将进入规模化连续运行阶段。
据行业数据，目前已有28个地区开展现货连续结算运行，2026年将实现全国范围内核心区域全覆盖。
政策层面将重点完善现货交易规则，打破“中长期为主、现货为辅”的传统架构，推动煤电中长期合同中灵活价格电量占比提升。
山东、湖南等省份已率先落实“40%固定价+60%灵活价”模式，2026年将在全国推广。
? 核心影响：
清晰的价格信号将成为核心导向：电站资产禀赋（出力稳定性、调节能力、地理位置）将直接决定收益水平，出力稳定的火电、大型水电及靠近负荷中心的电站将持续受益。
（二）调节性电源政策加码，绿电消纳能力提升
新能源装机快速增长带来的消纳压力与系统稳定性问题，将推动2026年调节性电源补偿政策密集出台。
弃风弃光率的抬升，倒逼政策向“源网荷储协同”倾斜。
政策将重点支持气电、抽蓄等调节性电源投资，完善储能辅助服务市场规则。
广东已上调煤电容量电价至165元/千瓦·年，后续将逐步建立全国统一的调节性电源补偿标准。
? 趋势解读：
这一趋势将显著提升传统能源转型动力，火电通过灵活性改造参与调峰可获得稳定收益，储能行业则将告别补贴依赖，进入市场化盈利阶段。
（三）电源市场化提速，多元主体入市扩容
2026年将加速推进“电源市场化”进程，新能源增量项目全面纳入竞价体系，核电入市比例持续扩大。
广东、浙江、福建等省份已明确核电全面入市交易，“十五五”期间核电将成为规模化入市的主力电源。
同时，政策将放宽用户侧入市门槛，10kV以下工商业用户可自主选择参与市场交易，市场主体数量将进一步扩容。
2025年全国电力市场主体已达97.3万家，2026年将突破百万量级。
二、技术创新
技术创新将成为破解电力市场供需平衡、效率提升的核心抓手，新能源、储能、数字化技术的迭代升级将重塑行业生态。
（一）新能源技术提质降本，装机增速回归理性
2026年新能源装机将告别高速增长，进入理性发展阶段。受2025年“136”号文影响，光伏新增装机预计200GW（同比下降33%），风电新增100GW（增速下降5%），新能源发电量占比将提升至25%。
技术迭代聚焦效率提升与成本优化：光伏领域钙钛矿电池逐步实现小规模商业化，转换效率突破30%；风电领域大功率机组占比提升，海上风电度电成本再降10%。
⚠️ 关键挑战：
新能源出力波动性问题仍突出，无调节能力的光伏项目将面临电价承压，“新能源+储能”成为项目开发标配。
（二）储能技术多元化突破，商业化应用加速
长时储能技术突破与市场化机制完善，将推动2026年储能行业进入爆发期。
锂电池仍是主流，但液流电池、压缩空气储能等长时技术将实现规模化应用。
政策与市场双轮驱动下，储能盈利模型进一步清晰。
除辅助服务补偿外，储能将深度参与现货市场峰谷套利，部分地区峰谷价差有望因火电报价提升而进一步拉大。
抽水蓄能作为成熟的长时储能技术，2026年将迎来投产高峰，与新型储能形成互补，共同提升系统调节能力。
（三）电网数字化转型，智能调度与跨区协同升级
特高压工程持续推进将强化跨区资源配置能力，2026年将重点完善“西电东送”“北电南供”骨干网架，解决新能源富集地区外送瓶颈。
数字化技术与电网深度融合：AI、大数据将广泛应用于电力调度，实现新能源消纳的精准预测与优化；虚拟电厂规模化发展，整合分布式资源参与辅助服务市场，成为电网灵活调节的重要力量。
配网智能化改造提速，微电网、增量配网项目持续落地，提升终端用电灵活性，为用户侧参与市场奠定基础。
三、市场格局
2026年电力市场主体竞争将从“价格战”转向“价值战”，传统企业转型加速，新兴主体强势崛起，市场生态迎来深度重构。
（一）传统发电企业分化，火电迎来困境反转机遇
火电企业将摆脱此前的经营困境，迎来“量价齐升”的反转窗口。
2026年火电新增装机预计达82GW，发电量增速回升至2.2%，同时现货市场占比提升，煤价企稳背景下盈利空间扩大。
传统火电企业加速转型：一方面推进机组灵活性改造，深耕调峰辅助服务市场；另一方面布局“火电+新能源”“火电+储能”模式，向综合能源服务商转型。
煤电一体化企业凭借成本优势，将率先实现业绩修复。
水电、核电企业则依托稳定出力优势，在现货市场中获得持续收益，核电因入市比例扩大，市场份额进一步提升。
（二）售电市场洗牌加剧，服务能力成核心竞争力
售电市场“淘汰赛”持续升级。截至2025年6月，全国售电公司达4366家，但超2600家市场主体已被清退，江苏、广东等省份退出率超50%，“皮包公司”加速出清。
2026年竞争焦点将从价格竞争转向增值服务：售电公司需提供负荷预测、节能降耗、风险管理等综合服务，“固定价格+联动价格”的零售模式将成为主流。
? 竞争格局：
国企与民企呈现差异化竞争：央企售电公司依托电源与电网资源优势，聚焦大型工商业用户；民企则凭借灵活服务，抢占中小用户市场。
（三）新兴主体强势崛起，多元生态雏形显现
储能企业、虚拟电厂运营商、综合能源服务商等新兴主体，将成为2026年电力市场的重要增长极。储能企业依托清晰的盈利模型，吸引资本加速入局，行业集中度逐步提升。
虚拟电厂实现规模化运营，通过整合分布式光伏、用户负荷、储能等资源，参与电网调峰调频，单项目规模从千千瓦级向万千瓦级突破。
综合能源服务市场持续扩容，企业围绕用户侧需求，提供“供能+节能+运维”一体化服务，成为打通电力产业链上下游的关键纽带。
四、企业战略参考
面对2026年电力市场的变革趋势，不同类型企业需找准定位，制定差异化战略，实现高质量发展。
（一）传统发电企业：转型与增效并行
火电企业应加快灵活性改造，组建专业交易团队，深耕现货与辅助服务市场，把握“量价齐升”机遇；同时布局新能源与储能，优化电源结构。
水电、核电企业需提升市场化运营能力，扩大入市份额，依托稳定出力优势获取溢价收益。
（二）新能源企业：提质与协同发力
聚焦高效组件与机组研发，降低度电成本；优先布局负荷中心附近项目，提升出力稳定性；强制配套储能，参与辅助服务市场，缓解电价下行压力；探索“风光储一体化”模式，提升项目综合竞争力。
（三）售电与新兴企业：服务与创新突破
售电公司需摆脱价格竞争依赖，强化增值服务能力，搭建数字化平台提升负荷预测与风险管理水平；
储能企业应聚焦技术创新，拓展多元化应用场景，打造全产业链服务能力；
虚拟电厂运营商需加强资源整合与平台建设，提升电网协同调节能力。
（四）用户侧企业：主动参与，降本增效
工商业用户应主动参与市场交易，优化用电时段，利用尖峰平谷电价差异降低用电成本；布局分布式能源与储能，提升自身用电灵活性，参与需求响应获取收益；加强与综合能源服务商合作，实现全流程用电优化。
结语
2026年，电力市场将呈现“政策市场化、技术智能化、竞争多元化”的核心特征，行业从规模扩张转向质量提升的转型步伐将进一步加快。
