2026全时段清洁电力中国电力市场政策展望报告

这份2026年电力政策展望报告完整收录国内电力市场分层运行规则、绿证管理、储能落地、跨境合规相关原始观测数据，全部内容依托各地交易归档、政策原文、跨区域交易记录整理，只客观记录当下运行现状，不加入推演判断。

报告将国内电力市场划分多层交易结构，中长期合约是市场基础载体，现货作为短期平衡补充工具。调研显示截至2026年一季度，全国共有7个省份现货市场转入正式运行，其余区域仍处于连续试运行阶段。

省内交易以月度年度合约为主，跨省交易依托特高压线路完成电量输送，两类交易的结算周期、数据留存标准存在明显区分。中长期交易占整体成交体量比重更高，现货仅用来处理计划与实际用电之间的电量偏差。

零售端购电模式分为两类，大型工业主体可直接对接发电方签署采购协议，中小工商业大多通过售电公司统一采购，多数零售合同按月结算，不细分小时用电数据。

整套市场调度分为日前、日内、实时三层执行环节，山西是国内首个采用5分钟高频结算的现货试点省份，其余区域最短结算周期普遍为15分钟。

绿证是国内唯一官方可再生能源用电权属凭证，现行核发、核销规则均以月度电量为统计单位，2026年1月出台新规要求发电与消费年份保持一致方可核销。

国内多地启动小时级溯源试点，江西、广州相关项目完成落地，在月度绿证基础上叠加分时计量数据，形成可核验的小时用电证明材料，但暂未全国统一推行标准化登记体系。

国际合规规则已经出现时序匹配硬性要求，欧盟CBAM机制从2026年1月起正式执行，出口制造企业核算间接碳排放时，若采用市场化电力数据，必须提供小时级电力交割凭证。

调研记录CBAM覆盖六大工业品类，国内钢铁、铝制品相关出口规模在整体对欧贸易里占比偏低，但后续扩围方案会纳入大量机械、家电下游制造品类，相关企业合规压力会持续提升。

配套绿氢国际规则同步提出小时匹配标准，2030年起欧盟认定的绿氢项目，电解槽用电必须和对应可再生能源发电时段一一对应，不能仅按年度总量核算。

储能相关原始统计数据完整记录装机变化，截至2025年底国内储能总装机213吉瓦，新增装机里锂离子电化学储能占比达到96%，抽水蓄能占11%。

储能配套政策出现明确转向，2025年2月发布文件取消新能源项目强制配储前置要求，行业投资逻辑转向市场化收益测算，不再单纯满足审批合规条件。

储能收益渠道分为峰谷电能套利、辅助服务、容量补偿三类，多地辅助服务市场设置报价上限，甘肃、山东、湖南各省储能申报价格区间存在固定数值区分。

当前核算体系无法体现储能时段转移价值，月度绿证不分午间富余、晚间紧缺电力的权益差异，储能储存的绿电暂无法单独核发对应环境凭证。

全国统一特高压输送网络已经成型，但跨省输电通道容量信息透明度不足，大部分跨区电量依靠多年计划协议输送，市场化短期交易规模有限。

电力市场治理采用分层架构，国务院统筹顶层规划，发改与能源主管部门出台细分电价、交易规则，电网、独立交易中心分别承担调度、组织结算工作。

市场交易主体划分清晰，发电企业、售电公司、储能聚合商、大型工业用户均可进场，居民与小型农业用户仍执行固定目录电价，不强制参与市场化采购。

辅助服务市场2024年整体支出402.5亿元，调峰业务占八成以上，调频业务占比17%，备用类服务交易体量占比相对偏小。

零售端电价账单由多类费用构成，电能量、输配电、容量、绿色溢价分项独立核算，各地绿电溢价浮动区间无全国统一管控标准。

零售套餐形成多种定价模式，包含全固定电价、现货联动、收益分成三类基础框架，部分省份对高峰用电设置最低价格约束。

全国推行MRV全流程核查机制，计量、结算、绿证登记三套数据需要相互对账，目前第三方机构调取小时结算数据的渠道各省标准不一。

行业落地路径分为五个固定阶段，先界定全时段电力定义与适用范围，再搭建数据登记体系，完善商业签约模板，分区域试点运行，最后推动全国统一标准落地。

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