问题——随着能源结构加速调整、用能方式深刻变化，电力系统进入“高比例新能源接入、跨区送电需求增加、保供与消纳并重”的新阶段。但一些地区——电力市场规则仍不够统一——交易壁垒尚未完全打通；跨省跨区交易机制与输电价格、辅助服务、容量保障等衔接不够顺畅；部分经营主体，尤其是虚拟电厂、新型储能等新主体，参与渠道仍不够便捷。这些问题影响电力资源在更大范围内的优化配置，也压缩了降低用电成本、提升供电可靠性的空间。 原因——国家发展改革委有关负责人表示，近年来我国新能源占比持续提升，“沙戈荒”大型基地与分布式新能源同步发展，虚拟电厂、新型储能、智能微电网等新模式加快落地；同时，经济社会对电力安全、绿色、经济的要求深入提高。电力作为基础性、公用性行业，既要守住保供底线，也要通过更高水平的市场化提升系统灵活性与投资效率，亟需以制度创新破解地方分割、规则差异和利益协调等难题。 影响——《实施意见》明确分阶段目标：到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，各类型电源与除保障性用户外的电力用户总体实现直接参与市场，市场化交易电量占比提升至约70%；到2035年，体系全面建成，市场功能更加成熟，交易电量占比稳中有升。业内认为，这将促进电力要素在全国范围更顺畅流动，提升清洁能源消纳规模，带动电源侧、负荷侧与电网侧协同优化，并为全国统一大市场建设提供关键支撑。 对策——围绕未来5年至10年的重点任务，《实施意见》从五上部署19项举措，并提出多项机制创新。 一是优化统一市场实现路径。推动各层次市场由“各自报价、各自交易”逐步转向“统一报价、联合交易”，探索相邻省份市场自愿联合或融合；强化现货、中长期、辅助服务、容量等不同市场之间的规则衔接，减少碎片化交易带来的效率损失。 二是健全跨省跨区交易制度。推动跨电网常态化市场交易，扩大跨省跨区输电规模，提高外送电量中的清洁能源占比，加强多通道集中优化；推进南方区域电力市场一体化建设运营，完善长三角电力互济机制，促进全国范围互联互通，畅通电力资源循环流动。 三是探索建立容量保障机制。围绕煤电、抽水蓄能、新型储能等支撑性、调节性资源系统安全与新能源消纳中的作用，有序建立可靠容量补偿机制，支持具备条件地区探索容量市场，通过市场化方式引导调节资源合理发展，增强长期可靠容量供给，提升兜底保供能力。 四是促进新能源更好入市交易。针对“沙戈荒”基地、分布式新能源等不同形态，提出差异化入市路径；完善省间绿电交易、多年期绿电合同等安排，强化绿电消费溯源，更好满足外向型企业、外资企业等绿色用能需求；并提出在条件成熟时探索两部制或单一容量制的跨省跨区输电价格，为新能源大规模外送创造条件。 五是扩大经营主体平等参与。面向新型储能、虚拟电厂等新主体，完善更灵活的市场参与机制，引导理性投资、规范运营；同时推动除保障性用户外电力用户逐步实现直接入市，改善部分中小工商业用户长期只能被动承受市场价格的局面，增强用电侧响应能力。 此外，《实施意见》提出健全多元治理体系：政府主管部门负责总体设计，电力监管机构依法独立监管，市场管理委员会加强议事协调与协商共治，市场运营机构提供交易服务并开展风险实时监测，提升治理效率，降低监管成本，保障市场安全规范运行。 前景——国家发展改革委有关负责人表示，下一步将会同有关上督促地方加快本地电力市场建设，依法依规破除地方保护和市场分割，推动地方规则与国家规则更好衔接统一。业内分析，随着联合交易、跨区互联互通、容量补偿、新能源入市等制度逐步落地，全国统一电力市场有望在更大范围形成“资源随价格流动、投资随信号调整、需求随效率优化”的机制，推动电力系统在绿色低碳转型中保持安全韧性，并为降低全社会用能成本、稳定预期提供制度支撑。
完善全国统一电力市场体系，是推进能源转型、构建新型电力系统的必然选择，也为新能源大规模发展提供制度基础。随着更开放、更有序的市场机制加快形成，电力资源配置效率将继续提升，系统灵活性与保供能力同步增强，为经济社会发展提供更稳定、更绿色、更经济的能源保障。改革持续深化，也将为我国能源结构升级和绿色发展带来更强动能。