2026年既是“十五五”规划开局之年，也是中国能源转型步入“深水区”的关键节点。绿色电力消费正从“自愿选择”加速转向“价值刚需”，对企业而言，用能决策的外部变量正在增加，合规路径也更为多元。面对变化的市场环境，如何在新阶段理清市场逻辑、把握政策走向，已成为各方关注的焦点。
在此背景下，国际环保机构绿色和平与清华四川能源互联网研究院举办“‘十五五’新局：2026中国绿色电力市场前瞻与趋势预测”研讨会，会议由绿色和平东亚气候与能源项目主任吕歆主持，清华四川院电力碳中和研究中心主任张宁、绿色和平东亚副总监刘君言致辞。
清华四川院电力碳中和研究中心主任张宁在致辞中指出，在新能源装机与绿色用能需求持续增长的双重驱动下，2026年正成为中国电力市场转型的“十字路口”，加速推进电力市场建设已成为实现高比例新能源消纳的必然选择。
绿色和平东亚项目副总监刘君言在致辞中表示，中国绿色电力市场正经历一场从理论研究走向市场实践的“范式转型”，其在行业绿色转型和新型商业模式等领域的探索，正为解决全球绿色转型的共性难题提供具有先行意义的“中国方案”。
与会专家围绕重点行业绿色电力消费实践、年度电价趋势、长期购电协议等议题进行了主旨分享。
重点行业绿色电力消费实践
国网冀北电力有限公司高级专家岳昊从算力行业视角分享了绿色电力消费的实践案例。他指出，随着算力中心电力需求的井喷式增长，算力已成为新型“高载能”产业，双碳目标和能耗双控政策，叠加企业内部成本控制与品牌需求，驱动算力行业加速布局绿色电力。
针对不同绿电采购路径，他表示，在绿电资源丰富的地区，开展”证电合一“的绿电交易是企业满足绿电需求的重要途径。绿电直连作为模式创新的关键代表，可以减轻系统的调节压力，在具体方案选择上，则面临离网模式储能配置成本高、并网模式缺乏接网技术标准的现实因素。
展望未来，岳昊建议，企业需要统筹考虑用电规模，源荷特性，平衡能力，风险承受能力，政策与合规要求等多种因素，经过详细的经济性测算，合理选择绿电交易、绿证交易、绿电直连等多种方式结合的采购方案，并充分发挥储能优势，争取市场收益。
绿色和平气候与能源研究员谢雯雯分享了钢铁行业的绿电消费实践。她表示，钢铁行业不仅是绿电采购大户，更是电力系统的优质负荷。从双重视角来看，钢铁行业的绿电消费既是电力系统脱碳与新能源消纳的重要工业负荷场景，也是企业增强绿色竞争力的关键路径。
她指出，钢铁行业具备大规模生产周期连续、多能耦合复杂等特性，是探索高载能行业新型绿色产消模式的典型场景。在下游需求端，汽车行业已通过“绿钢”谅解备忘录（MOU）、算力行业则借助可持续钢铁买家平台，对供应链提出了愈发严格的绿色要求，未来，引导上下游绿电和绿色用能成本的疏导等政策将是关键。
2026年电价趋势与风险研判
在企业追求碳中和的过程中，成本作为深度变量是绕不开的核心问题。清能互联战略咨询经理肖禹从电价角度出发，分享了对2026年分省电价趋势的深度洞察。
他表示，随着各省对136号文件的深入执行及用户侧峰谷分时政策的调整，未来电价模式将由“年度均价主导”加速转向“现货市场直接传递”。这意味着电价将呈现出高度动态、分月、分时且分省差异化的特征，用户侧正面临从以往“被平均”的固定成本转向直接面对市场供需的经营变量。
通过分析不同类型省份的电价逻辑，肖禹总结，在新能源大省，午间现货价格虽因光伏大发极低，但仍需关注低价时段与企业生产经营特征不匹配而可能导致的用电成本上升。而在广东等负荷中心，电价表现坚挺且峰谷价差收窄，企业需重点管控高峰时段成本。对于云川等水电大省，电价受丰枯季节主导，用户需警惕全年均价合同在季节性波动中的潜在风险。
PPA（长期购电协议）的现状与思考
清华四川院电力市场与碳市场研究所副所长蔡元纪分享了对长期购电协议（PPA）的回顾与展望。他指出，全球PPA市场正经历从“单一风光”向“混合电源”的结构性转，而中国市场更适配通过引入第三方平衡风险的嵌套式长期购电协议（SPPA），辅助长协实际落地。
结合国际经验，他指出欧美曾出现金融PPA违约现象，主要原因是新能源投建成本快速下降，导致早期签订的高价长期合约失去吸引力。他表示，由于光伏发电的天然特性，其价格捕获率偏低，导致照付不议的光伏型PPA的吸引力下降，而能够提供稳定出力曲线的基荷型PPA价格则呈上涨趋势。
针对中国市场的特点，蔡元纪表示，本土PPA更偏向销售保值和风险规避功能，其中落地执行的项目多为三年期合同，五年期及以上合同难以规模化。他还指出，用户在电费控制上偏好“一口价”模式，应更加关注灵活调度和负荷调节带来的潜在价值。
展望未来，他认为，可以借鉴国外通过引入保险公司提供电量电价波动保险等金融化手段的实践，进而为中国绿电长协市场的风险对冲提供更多探索空间。
圆桌讨论由蔡元纪主持，法电能源售电业务高级经理谷雨、科思创电力采购部门主管潘汀（线上）、世纪互联能源创新事业部高级总监高小淇、天润新能电力经营中心电力交易副总监何瀚禹、星星充电电力交易副总经理赵晟参与讨论。
与会专家围绕“136号文”、“分时电价”、“年度交易进展”等话题展开深入交流。
136号文下的价格信号与市场体感
谷雨从发电企业视角指出，机制电价的引入为新能源企业提供了收益稳定性与政策“护航”，同时，发电侧在机制电价报价行为上也趋于理性。他认为，机制电价在初步解决长期收益预期问题的同时，目前在执行的量价方面仍具有一定的地域性特征。为此他建议，应进一步探索“全国一张网”下的机制创新，例如省级机制电价的统一调剂与协同机制，以打开区域间消纳能力与资源禀赋等壁垒。
何瀚禹也认为，发电企业更多考量的是长时间尺度下风险与固定收益的博弈，相比于每年调价、仅能签约三年左右的PPA，长周期的机制电价更有利于核算新能源投资收益率（ROI）。
用户侧对于分时电价可能的取消或调整感知更为敏锐。潘汀表示，尽管目前风险多由售电侧承担，但用户可以通过中长期购电协议，在保障绿电供应的同时，实现对长期电价风险的未雨绸缪。
高小淇分享，未来市场对于企业的交易能力要求更高，一方面需要了解政策以更好判断市场趋势，另一方面也需要更多的拥有市场的话语权和参与感。
赵晟认为，伴随着分时电价的调整，售电公司需回归“服务者”角色，通过更精准的负荷预测和价格信号，帮助用户在波动的现货市场中规避风险、获取收益。
打破“不可能三角”：寻找绿电采购的最优平衡点
与会嘉宾分享了企业在实践100%绿电目标过程中，面临的资源挑战与实践经验。
潘汀表示，即使是大型跨国化工企业，受限于资源与负荷匹配特性，仅靠物理PPA只能覆盖40%~50%的绿电供应。因此，绿证是完成最后缺口的必要资源，中长期PPA应与绿证市场协同，进而实现在合规与成本间达成平衡，助力企业实现100%绿电供应目标。
此外，外部环境的变化正在重塑资源的稀缺性。高小淇认为，短期内由于大量新能源进入机制电价池，留给市场化交易的带证绿电明显减少。在绿电消纳比例的要求下，电力用户需要在年度交易中以更强的能力“抢电”，在一定程度上推高了市场化交易的绿电价格。
何瀚禹建议，应通过政策引导，将绿电资源精准匹配至有迫切需求的企业，进一步体现绿电的真实环境价值。
灵活性价值的发现与“算电协同”新生态
随着电力市场的不断成熟和发展，灵活性价值将通过市场化手段得到更清晰的定价，电力市场的核心重心正在从“电能量价值”向“电能量价值、调节价值、环境价值”等多维度转移。
从用户侧的实践出发，与会专家分享了通过技术手段参与市场互动的创新经验。赵晟指出，储能的功能定位正在发生深刻变革，它不再仅仅服务于简单的用户侧峰谷套利，而应成为售电公司对冲批发侧波动风险的核心工具。比如，他提到，通过AI技术预测次日价格并向用户下达调度指令，所产生的调节收益可由多方共同分享，从而实现多赢的商业闭环。
高小淇则从智算中心行业的视角提出了“算电协同”的新范式。她认为，算力负荷不应是被动的能源消耗者，而应通过算力调度主动匹配新能源的出力曲线。通过自建储能、接入虚拟电厂（VPP）等手段提升自身的调节能力、拓展调节空间，发挥和挖掘算电协同的优势和潜力，助力双碳目标的加速完成。
