能源电力 领域政策动态与行业趋势速递(2026年2月)

2026年2月能源电力领域

政策动态与行业趋势分析报告

2026年2月，中国能源电力领域迎来一系列关键政策发布与市场动态，标志着行业改革进入全面提速与深度整合的新阶段。

一、核心政策动态：顶层设计明确，改革全面提速

2026年2月11日，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》（国办发〔2026〕4号），成为本月最具里程碑意义的政策。

1. 明确量化目标与时间表

该文件首次为电力市场化改革设定了清晰的量化目标和建成时间表：

• 时间节点： 明确2030年基本建成全国统一电力市场体系，2035年全面建成。

• 市场化电量目标： 到2030年，市场化交易电量占全社会用电量比重需达到70%左右。

• 具体路径： 文件要求打破区域壁垒，实现跨省跨区和省内联合交易，推动“沙戈荒”大型新能源基地整体入市，并支持分布式新能源通过聚合或直接交易方式参与市场。

2. 构建协同发展的市场体系

政策强调需同步完善六大市场机制： 电力现货市场、中长期电力市场、绿色电力交易市场、辅助服务市场、容量市场、容量补偿机制。此举旨在构建一个覆盖电力商品价值全链条、多时间维度的完整市场体系。

3. 强化绿色电力价值认证

为保障绿电环境价值的真实可信，政策提出：

• 完善全国统一的绿色电力证书制度。

• 建立强制与自愿相结合的绿证消费机制。

• 应用区块链等技术实现绿电生产、交易、消费的全链条可信溯源。

国家发展改革委、国家能源局于1月27日联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号），其具体执行与解读在2月持续推进。

1. 机制核心内容

• 建立容量电价： 为煤电、储能等提供调节能力、保障系统安全的电源，设立独立的容量电费补偿机制。

• 强化考核约束： 对未按调度指令运行或未能提供约定可靠容量的机组，将扣减其容量电费或补偿费用。

• 价格联动调整： 适当调整省内煤电中长期市场交易价格的上限，以反映容量成本。

国家能源局在2月明确，将推动出台可再生能源消费最低比重目标制度。

1. 政策导向转变

政策重心从过去主要激励发电侧建设，转向同时从消费侧压实责任，强制要求重点用能行业与企业提高可再生能源消费比例。

2. 配套措施跟进

为打通绿电消费“最后一公里”，国家能源局明确将于2026年推出“多用户绿电直连”规则。目前，全国已有超过20个省区市的数据中心、芯片制造、电解铝等高耗能企业正在加速布局此类项目，旨在直接对接新能源电站，降低绿电使用成本与并网难度。

二、市场与投资动态：特高压领衔，新型主体活跃

2026年电网投资呈现显著增长态势，投资方向高度集中。

1. 投资规模大幅攀升

• 2026年1月，国家电网固定资产投资完成308亿元，同比增幅达35.1%。

• 市场预计国家电网2026年全年投资额将超过5000亿元。“十五五”期间的整体投资规模较“十四五”预计提高约40%。

2. 投资方向明确聚焦

资金主要投向三个领域：

• 特高压主网与骨干网： 用于服务大型新能源基地外送和全国电力资源优化配置。

• 配电网升级与微电网： 提升分布式能源接纳能力和供电可靠性。

• 数字化转型： 建设新型电力系统所需的感知、通信、计算与控制平台。

3. 特高压工程密集核准与开工

2月，多项特高压工程取得关键进展：

• 达拉特—蒙西1000千伏特高压交流工程于2月5日获国家发改委核准，工程投资42.5亿元。

• 华北特高压电网向蒙西延伸工程同期获批。

• 为满足内蒙古“沙戈荒”基地电力外送需求，计划年内开工6项特高压直流工程。

• 四川甘孜1000千伏特高压变电站作为全球海拔最高、抗震要求最严的同类电站，其运维工作持续受到关注。

2026年2月10日起执行的新政策，明确了虚拟电厂的合法市场主体地位。

1. 政策破局

新规允许虚拟电厂作为合法的电力资源整合主体，无需申请复杂的电力业务许可证，即可参与包括现货交易在内的所有电力市场环节，一次性解决了长期困扰其发展的身份与准入难题。

2. 地方实践加速

• 截至2月，全国已有12个省份出台了支持虚拟电厂发展的专项政策。

• 广东省的实践具有代表性：2026年春节期间，一个聚合了佛山顺德北滘镇某工业园4.7万平方米屋顶光伏的虚拟电厂（规模10兆瓦），以“交易单元”形式成功进入广东电力现货市场，与常规电源同台竞价。全省虚拟电厂整合的可调节资源容量已超过1600万千瓦。

1. 新能源上网电价进一步市场化

山东省于2月2日公布了2026年新能源机制电价竞价结果，为全国提供了市场化定价的样本： - 风电中标电价：0.31元/千瓦时。 - 集中式与分布式光伏中标电价：均为0.261元/千瓦时。 - 政策目标明确引导省内风电、光伏装机比例向2.6:1优化。

此举意味着新能源电力已全面参与市场竞争，其电价将更真实地反映时段供需关系和系统消纳成本。

2. 储能行业竞争加剧

在容量电价机制提供收益托底的同时，储能行业也面临严峻挑战。政策导向要求储能参与市场竞价，技术迭代加速导致成本快速下降，加之大量企业涌入，行业正从“政策驱动”转向“市场驱动”与“技术驱动”并存阶段，预计将迎来一轮深度整合，不具备成本、技术或运营优势的企业将面临压力。

三、行业趋势总结与行动建议

改革制度化： 电力市场化改革从“试点探索”进入“体系完善”和“全面推进”的新阶段，全国统一规则与地方差异化实践将并行。

投资结构化： 电网投资重心明确转向特高压外送通道、配电网智能升级和数字化基础设施，投资强度与集中度空前。

主体多元化： 虚拟电厂、负荷聚合商、独立储能运营商等新型市场主体地位获法律确认，市场参与格局更为丰富。

消费绿色化： 消费侧强制约束政策将催生稳定的绿电需求，绿电交易、绿证认证与溯源服务市场快速成长。

技术融合化： 数字技术（物联网、人工智能、区块链）与电力系统的融合不断深化，成为提升系统效率与安全的关键。

1. 发电企业

• 新能源企业： 需尽快提升功率预测精度和场站运行管理水平，以应对现货市场的价格波动和偏差考核。积极探索“新能源+储能”一体化运营模式，提升竞争力。

• 煤电企业： 在保障容量收益的同时，应加快推进机组灵活性改造，并探索与新能源、储能的协同运营模式，向综合能源服务商转型。

2. 电网企业

• 应聚焦特高压、智能配网等关键领域，高效落实投资计划。同时，加速建设与全国统一市场相匹配的交易平台、调度系统和数据共享体系，提升对新型主体的接入与服务能力。

3. 电力用户（尤其高耗能企业）

• 应立即评估自身的可再生能源消费责任，制定绿电采购中长期策略。积极了解并参与“绿电直连”项目，锁定低成本绿电来源，以管理未来的碳成本与供应链要求。

4. 技术与服务提供商

• 设备制造商： 聚焦特高压、智能变电站、柔性直流等高端设备，以及满足新型电力系统需求的储能产品。

• 数字化服务商： 关注虚拟电厂运营平台、电力市场交易辅助决策系统、碳与绿电资产管理系统等软件及解决方案的市场需求。

• 金融机构： 可创新设计针对储能、虚拟电厂等新兴领域的融资产品，并关注基础设施REITs在能源电力领域的应用机会。

政策执行风险： 全国统一市场建设涉及复杂的利益协调，需关注各省配套细则出台的进度与一致性，警惕地方保护主义可能形成的隐性壁垒。

市场波动风险： 电力现货市场价格波动可能加剧，所有市场参与者需建立相应的风险管理能力。新能源制造业可能出现阶段性产能过剩与价格战。

技术路线风险： 储能等技术路线迭代迅速，投资需谨慎评估技术成熟度与长期成本下降曲线，避免陷入技术锁定风险。

总结而言， 2026年2月的政策组合拳，标志着中国能源电力行业正在构建一个“全国统一市场+绿色消费驱动+多元主体参与+数字技术赋能”的新生态。这一变革过程将重塑产业链价值分配，创造新的市场机遇，同时也对所有参与者的战略眼光、运营能力和风险应对水平提出了更高要求。

---本报告基于2026年2月公开政策信息与行业动态编制，内容仅供参考。