近日，《国家发展改革委、国家能源局关于做好 2026 年电力中长期合同签约履约工作的通知》正式发布，其中关于峰谷分时电价与市场交易电价衔接的条款引发广泛关注，而这仅是新规的冰山一角。这份通知实则为 2026 年电力市场中长期签约履约工作划定了核心框架，对全产业链参与者影响深远。

新规明确，各地需做好峰谷分时电价政策与市场交易电价的衔接，直接参与市场的用户原则上不再执行政府规定的分时电价。

何为直接参与市场的用户？

目前我国工商业用户已全部进入电力市场，购电方式分为三类：

一是市场化交易，即用户直接或通过售电公司在交易中心购电，价格由市场竞争形成，覆盖大客户及多数工商业企业；

二是电网代理购电，由电网公司从市场买电后转售给小微企业；

三是保底供电，针对入市后售电公司破产或无正当理由退出交易的用户，电价按代购电价格的 1.5 倍执行，兼具惩罚与风险对冲属性。

据国家能源局 2025 年 11 月 25 日公布的数据，2025 年 1-10 月全国电力市场交易电量达 54920 亿千瓦时，占全社会用电量的 63.7%。这意味着，2026 年起直接入市用户不再执行政府分时电价的政策，将覆盖全社会约 64% 的用电量规模，影响范围甚广。

跳出分时电价政策调整的单一视角，这份通知的核心价值在于为 2026 年电力中长期合同签约履约工作搭建了四大核心支柱：

1. 1、刚性签约锁定电力基本盘
   

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3. 通知明确发用两侧签约比例的刚性要求，年度签约比例需达 70%、月度达 80%。

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发电侧需强制锁定煤电基础出力，为高比例新能源并网提供稳定支撑；用电侧则需科学测算签约比例，确保发用两侧电量总体匹配，保障电力系统稳定运行。

1. 2、机制创新推动交易精细化升级
   

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3. 新规全面推行分时段、带曲线签约模式，鼓励灵活价格机制，推动中长期交易与现货市场精准对接。这标志着电力交易正从 “年度电量交易” 向 “分时曲线交易” 转型，实现中长期合约的精细化革命；

1. 同时，市场化定价将逐步取代政府指令定价，通过价格信号充分挖掘市场价值。

1. 3、区域协同优化资源配置效率
   

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3. 通知规范跨省跨区送电签约流程，要求优先发电计划全额签约，稳定省间电力潮流；

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5. 同时鼓励绿电交易，支持大型能源基地 “打捆” 入市，打破区域壁垒，促进全国范围内电力资源的优化配置。

1. 4、清晰路径压实各方执行责任
   

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3. 新规设定了明确的签约时间表，以 12 月 10 日、12 月 25 日为关键节点，倒逼各级主管部门及市场主体提前规划、协同推进，确保政策落地见效。

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5、从市场参与者视角看，新规带来的启示尤为关键：

1. 发电企业
   需在保障 70% 签约比例的基础上，构建 “长协基石 + 现货弹性” 的组合策略，提升对分时段电价的预测与响应能力，这将成为企业核心竞争力的重要体现。
2. 电力用户
   必须主动适应市场化分时电价机制，强化负荷预测与管理能力，实现从 “被动用电” 到 “主动负荷管理” 的转变，通过精准的用能规划优化成本。
3. 市场生态
   政策将催生精细化交易策略、风险管理工具、负荷聚合服务、数据分

纵观这份通知，其核心逻辑在于构建 “中长期合同确定性 + 市场化机制灵活性” 的双层结构。以中长期合同的确定性锁定电力供应基本盘，以此驾驭市场波动的不确定性，将成为 2026 年各市场参与者在电力市场竞争中制胜的关键。

原文如下：