2026年2月11日，国务院办公厅正式印发《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），这是继2022年《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》这一“电力市场化改革纲领性文件”之后，我国电力体制改革领域又一具有里程碑意义的顶层设计文件。

文件立足当下、着眼长远，锚定2030、2035两个关键节点，明确提出从“基本建成”到“全面建成”全国统一电力市场体系的清晰路线图。全文七大板块、十九项具体举措，涉及市场形态、交易模式、主体准入、价格机制、规则统一、监管治理等全方位制度重构。

01

对电力市场的影响

一

市场形态：从“碎片化”走向“一体化”

过去各省市场相对独立，跨省交易门槛高、流程复杂，今后省间壁垒、平台割裂、规则打架的局面将加速破除。跨省跨区和省内交易统一申报，也会减少交易步骤，提高交易效率。

当前，各省正陆续出台区域内部电力互济实施细则，如长三角、东北、华中（东四省）、西北等区域。相关机制既可挖掘省间通道的剩余能力，又能增强区域电网的安全调节能力。各省可根据省内供需形势自由选择省间购售身份，具有更高的灵活性；在此基础上，省间通道容量限制实际输电方向，对于不符合区域互济交易通道容量限制的电力，需要经过安全校核予以调整，从而在保障电网安全运行的前提下，提升电力资源跨区域配置的经济性。

以东北区域为例，黑吉辽、蒙东1月省间现货电价分别为281、171、187和238元/兆瓦时，均在300元/兆瓦时以下；同时期外受需求较高的河北电网、四川电网和长三角省份电网电价较高，均高于300元/兆瓦时，其中最高为河北电网531元/兆瓦时，全国电价、供需呈现明显不均衡，因此全国资源优化分配问题亟待解决，为4号文发布及实施奠定了基础。未来“全国内的省间交易”，灵活解决西部、北部地区的新能源消纳问题的同时，也将缓解中、东部地区的供需紧张关系，实现全国资源的优化配置。

图1 | 1月省间现货具体送受情况

二

价格机制：从“行政主导”转向“供需决定”

随着政策落地，地方政府在电价形成中的“自由裁量权”将大幅收窄，交叉补贴、隐性优惠、行政限价面临系统性清理。电价将更加真实地反映资源稀缺程度、系统调节成本和环境外部性。对市场主体而言，价格波动将成为常态，需快速适应“市场电价”，谁适应市场电价能力更强，谁才能在变革中稳住脚跟。

以多个省份1月现货均价和燃煤基准价的偏离情况为例：蒙西—呼包东区域偏高26%，而辽宁则偏低67%，为当月偏差幅度最大的省份。由此可见，辽宁政府定价发电项目收益远高于入市项目，一旦全面入市，收益降幅也最大，反之蒙东1月入市项目收益可能高于政府定价项目。当然，由于现货电价每日、每月均存在较大波动，1月数据仅作为分析该价格机制的参考案例，历史详细信息可参考《电力现货价格及各电源类型收入年报（2025年1月-12月）》。

图2 | 1月现货均价和燃煤基准价的偏离情况

图3 | 1月黑龙江电价分日波动情况

三

交易品种：

推进“多商品、多周期、多维度”交易体系

从单一电能量交易扩展为：电能量（中长期+现货全周期）、辅助服务（调频、备用、爬坡）、绿色电力（绿证、绿电中长期协议、聚合交易）、容量（条件成熟时探索容量市场）、跨区输电权（隐含在联合交易中）。

对发电主体来说，可通过灵活性改造、配储等方法提高调节灵活性，参与辅助服务交易，弥补电能量交易的单一性；清洁能源也可通过参与省内、省间的绿电/绿证交易，进一步提升自身收益水平。用电侧则可通过综合能源管理、参与系统调节等方式增加收益。随着市场选择日益多元，主体对市场的理解能力和交易策略的精细化水平也需要相应提升。如何有效管理自身资源、如何识别并进入高收益市场，都需要在提前做好收益预判的基础上审慎决策。

四

交易周期：从“固定周期”向“灵活周期”演进

中长期市场将实现连续不间断开市，交易频次和灵活性显著提升。市场组织方式正从月度集中交易向连续滚动交易演进，交易机制也从过去的不可调整逐步转向规范灵活，电力交易逐步具备金融市场的连续性与流动性特征。对市场主体而言，这既是机遇，也是挑战：现货套利选择更多、窗口间交互机会更多、调整持仓的窗口更多，市场主体间的收益差距也将因此被急剧拉大。

以黑龙江为例，月度竞价及协商电价交易下限为299.2元/兆瓦时，日滚动窗口D-2~D-5成交均价为185元/兆瓦时，与月度及以上电价存在较大价差，且不同窗口下的成交均价差异也相当明显，对于高价时段越临近标的日期成交电价越高，而对于低价时段规律却正好相反。由此可见月度及月内不同窗口期均存在价差，在掌握市场规律后，可在不同窗口间进行套利。

图4 | 1月黑龙江各窗口日滚动电价

从市场活跃度来看，D-2窗口平均成交电量显著增加，为D-5窗口下平均成交电量的2.4倍，说明该窗口下的活跃度更高。这一方面是因为该窗口为中长期最后调仓窗口，另一方面市场电价更加透明，有效促进了市场的活跃度。

图5 | 1月黑龙江各窗口日滚动电量

在交易频次越来越高的情况下，市场对主体数据整合、数据分析、交易决策能力的要求也随之提高。提前布局、构建数字化交易能力的主体，将更有可能在市场竞争中抢占先机。

五

市场主体：从“被动执行”转向“主动经营”

136号文推进新能源全面入市，本次发布的4号文更是推动发用两侧入市进度，保价模式或将彻底结束。

煤电告别“保量保价”，收益结构重塑为“容量+电量+辅助服务”的组合；新能源进入全面竞价时代；核电、水电等传统计划主体逐步入市；售电公司从价差套利向综合能源服务转型升级；用户价格敏感性提升，需求侧资源从被动响应转向主动获利；新型主体获得平等市场地位。

经过上述市场机制与电价形成方式的深度变革，市场主体需全面提升现货价格预判、中长期电价走势分析、自身发/用电能力预测以及多市场交易机会研判等方面的能力；同时，也要持续引入新理念、掌握新工具、优化业务流程、拓宽专业视野，以更好适应复杂多变的市场环境。

六

零售市场：建设“规范化、强监管”的零售市场

随着新能源装机规模持续增长，电力系统亟需调节性资源以平抑新能源出力波动对电网造成的冲击。当前，储能、虚拟电厂等新型调节性资源虽在加速发展，但短期内仍面临增长空间有限、成本较高等问题，系统调节压力依然较大。为实现“十五五”规划中的新能源建设目标，除充分挖掘电源侧调节能力外，还应积极发挥负荷侧可调节负荷的潜力。

现阶段，大部分零售套餐尚未充分体现分时价格特性，现货市场价格信号难以有效传导至终端用户，缺乏有效激励引导用户主动参与系统调节。未来零售套餐设计应强化分时价格信号的引导作用，可参考黑龙江、山东等地区的零售套餐设置经验。

更重要的是，售电公司的定位将发生根本性转变：从以往依靠批零价差获利，逐步向综合能源管理服务商转型。其核心驱动在于，市场价差收窄压缩了传统的套利空间，转而要求售电公司强化风险管理能力，真正成为引导用户科学用电的“服务者”。这对售电公司的技术实力和专业能力提出了更高要求。

与此同时，相关政策也将加快完善，包括制定零售市场交易规则、加强全过程监管、修订售电公司管理办法等。零售市场正从早期的“野蛮生长”进入“精耕细作”阶段，售电公司的准入门槛和监管要求同步提升。在此背景下，当前零售市场中的各类乱象有望得到遏制，市场发展将更加规范有序。

02

结语：改革进入深水区攻坚期

《国办发〔2026〕4号文》标志着电力市场化改革从“试点先行、区域突破”全面转向“系统集成、全国统一”。这场涉及数万亿千瓦时电量、数万家经营主体、数十万亿资产存量的深刻变革，释放的信号清晰而强烈：市场壁垒必须打破，规则洼地必须填平，行政干预必须退出，市场功能必须完备。

对于发电企业，这是生存模式重构；对于电网企业，这是职能定位重塑；对于售电公司和用户，这是价值空间重新打开；对于新型主体，这是历史性赛道机遇；对于各级政府，这是治理能力全面检验。

未来五年，是全国统一电力市场体系从蓝图走向现实的决定性阶段，而电力交易正站在新一轮制度的起跑线上。