全国统一电力市场体系下的政经博弈

来源：市场资讯

（来源：能源新媒）

文/宝音太

作者供职于内蒙古华电电力销售有限公司

全国统一电力市场的稳健推进，核心是效率提升与利益重塑的双向平衡。

2026年2月，《国务院办公厅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）发布，明确提出分阶段建成全国统一电力市场体系的目标，推动跨省跨区与省内交易更紧密衔接，逐步走向联合交易与更大范围的资源优化配置。

对电力系统而言，这是交易规则、技术平台与结算机制的升级。对地方发展而言，它触及的是既有增长模式、财政结构与治理权责的再调整。

长期以来，电力在地方治理中既是生产要素，也是宏观调控工具。煤电与煤炭链条较重的地区依赖能源投资与税费闭环维持财政韧性，新能源富集地区依赖装机规模带动投资与国资资产扩张，负荷中心则以稳价稳供支撑制造业竞争力。

统一市场向纵深推进后，电力从省域封闭配置转向更大范围的竞争配置，价格信号更透明，电源竞争更直接，调度权责也更需要制度化重塑。省际互动随之从“交易谈判”延伸到“规则与权责”的系统博弈。

01

统一电力市场的蓝图规划

国办发〔2026〕4号的关键不在于提出“统一”的口号，而在于把统一落实到组织方式与出清逻辑上。跨省跨区交易不再只是省内平衡后的余缺调剂，市场主体将逐步过渡到一次性提出量价需求，在更大范围内由市场机制分解匹配。交易平台互联互通、注册规则协同、信息披露标准统一，将为跨省常态化交易奠定制度基础。

这一安排把省为实体的制度边界放到聚光灯下。交易出清越统一，电力流向越依赖成本与价值比较。对资源富集但负荷不足的地区，外送能力、调节能力与绿色价值的兑现机制将共同决定收益水平。对负荷中心，统一交易扩大供给选择空间，但也带来价格波动与保供责任链条的再协调。

（一）两阶段演进路径

根据《实施意见》，全国统一电力市场体系的建成被划分为两个关键的时间节点，每个节点都有明确的市场化程度和功能要求。

这一路径的选择反映了决策层对改革复杂性的认知。从基本建成到全面建成的五年跨度，实际上是给地方政府和市场主体留出了调整利益格局、完善技术支撑的缓冲期。

（二）打破“省为实体”的物理与制度壁垒

《实施意见》最显著的突破在于提出了联合交易模式。过去跨省跨区交易往往被视为省内平衡后的余缺调节，具有浓厚的计划色彩。新的改革要求推动经营主体从分别参与省间和省内交易，过渡到一次性提出量价需求、全国范围内分解匹配的模式。

这种转变意味着电力流向将不再受限于省边界。在统一出清的算法下，系统的总成本最低成为唯一目标。一个原本在内蒙古运行的低成本风电机组，可以直接在现货出清中替代浙江的一个高成本燃煤机组，而无需经过繁琐的省间协议。

02

地方政府的顾虑

在理解《实施意见》推行的阻力时，必须回归到地方政府的激励机制。电力的产、供、销环节深度嵌入了地方的财政、税收、投资和产业竞争链条。

（一）煤电与煤炭链条较重地区

山西、内蒙古、陕西等地的煤电产业不仅贡献电量，也承载税收与就业。大型火电项目从建设期到运营期，带动建筑业与设备制造，形成增值税、企业所得税等税源，同时上游煤炭资源税及相关费用构成地方重要财力来源。

统一出清强化成本约束后，边际成本较高、灵活性不足、环保压力较大的存量机组更容易被压缩发电小时，地方关切集中在税收下滑、就业安置与国资资产减值风险。容量电价等机制的完善，能够缓冲固定成本回收压力，但难以完全替代“省内优先”带来的确定性。

（二）新能源富集且负荷不足地区

甘肃、青海、宁夏、新疆等地以大规模装机驱动固定资产投资，形成项目建设、设备采购与配套基础设施的投资链条。统一出清之下，新能源边际成本低，价格下行压力更显性。

若本地负荷支撑不足、外送通道受限、系统调节资源紧张，低价乃至负价时段容易增加，容易导致经营困难。实际交易中，为支撑外送与消纳，往往还需要配套调峰火电、储能与辅助服务能力，若这些成本难以在跨省交易中有效回收，收益与成本的空间错配会进一步放大。

（三）负荷中心与制造业基地

广东、浙江、江苏等省份更关注稳价与保供。电价稳定对制造业成本具有放大效应，电力供给可靠性直接关系产业链韧性。随着政策强调规范地方电价管理行为、整治不当干预，依赖电价红利的招商工具空间会收紧。

负荷中心的另一层顾虑来自极端情景下的互济兑现，市场规则能否在保供约束下稳定执行，在极端天气或能源紧缺时，如何确保外省电力能按照“市场规则”流向本地，而非被输出省以“民生保供”为由强行截留，是其参与统一市场的核心顾虑。

03

利益重排

联合出清把电源竞争推向更大范围，但竞争结果并不只由电能量价格决定。能量、网络、调节与容量四类价值在统一市场框架下会更清晰地分层显性化。

能量价格反映边际成本与供需紧张度，网络约束会带来节点价差与拥塞信号，辅助服务与调节资源体现系统灵活性稀缺，容量机制则对应可靠性与长期供给保障。

提供系统性支撑的电力资源是否能得到可结算的回报，决定了新能源富集区能否从装机扩张走向高质量运行。若调节与容量价值的跨省传导机制不足，低价输出与高成本配套容易固化为长期矛盾。

《实施意见》中关于“统筹推动跨省跨区和省内交易衔接融合”的表述，触及了电力系统最敏感的调度权。全国统一电力市场启停指令由统一的市场出清算法决定，而非省级调控中心的行政命令。

这带来了一个深刻的问题，谁对保供结果负责？如果省级政府失去了对本地电源的直接指挥权，但仍需承担本地拉闸限电的政治责任，这种权责错位将导致极大的制度内耗。谁决定电源启停，谁就要承担安全责任，这背后的权责再划分比价格改革更为复杂。

在现实治理中，政治责任常在地方，系统安全与跨区互济又需要更高层级协调。遇到极端天气情况，地方会倾向于保留最后手段，例如临时性管控、行政性保供安排等。

统一市场要稳定运行，必须把应急触发条件、回退机制、信息披露与事后成本分摊机制提前固化，让异常状态也有可预期的治理路径。

04

区域发展不均衡风险与缓释机制

统一市场追求效率提升，同时也会放大地区禀赋差异的价格呈现。新能源富集但负荷有限的地区，若外送与调节短板难以补齐，长期低价乃至负价的压力可能积累，进而影响投资回报与债务风险。

负荷中心则可能通过更大范围的竞争获得更稳定的供给选择。若缺乏配套补偿与成本分摊，容易出现输出端承担系统成本、受端享受低价的观感，区域均衡压力随之上升。

缓释机制的关键，在于把系统增益与系统成本做成可解释、可结算的规则。容量与备用的跨省边界需要尽早明确，辅助服务与灵活性价值需要与现货价格联动，拥塞与通道稀缺的收益回收与使用需要更透明。

绿证制度的完善可以为新能源环境属性提供独立收益来源，但前提是核算与履约约束可靠，价格形成能够与消纳责任相匹配。

05

财税激励与税基竞争

全国统一电力市场并不会自动消解财税层面的激励差异。税收分成比例相对固定，但地方之间、中央与地方之间的互动更多围绕税基所在的地域。

在共享税中，增值税在营改增全面推开后按中央50%、地方50%分享，并通过返还与转移支付安排维护既有财力格局的平稳过渡。企业所得税与个人所得税在所得税收入分享改革后，纳入共享范围的部分通常按中央60%、地方40%分享。

分成比例稳定并不意味着博弈消失。电力交易方式改变、企业利润空间改变、产业链布局迁移，都会改变税基空间分布。电力统一出清压缩地方直接干预电价的空间后，地方更可能把竞争焦点转向产业落地、用能结构优化、园区服务能力与营商环境，以稳住税基与就业。

与此同时，共享税之外国家还有转移支付与支出责任安排，统一市场若带来区域间收益与成本的新差异，财政体系仍会通过一般性转移支付、专项支持与制度性补偿形成再平衡。

电力治理责任本身也具有财政属性，保供投入、应急保障与系统安全冗余若长期由少数地区承担，地方就会更想把电力资源和调度主动权握在手里，减少外送。

全国统一电力市场建设进入更实的制度推进期，联合交易与统一出清将把电力从省域分割的要素配置，带入更充分的竞争配置。效率增量可以更大释放，但省际利益格局、调度权责与财政激励的再调整也会更敏感。

统一市场能否走得稳，取决于能量、容量、调节与网络价值能否形成可结算的价格体系，跨省成本与收益能否形成透明规则，权责边界能否形成可预期闭环。

通过把系统性贡献转化为可持续回报，让资源富集地区分享到发展红利，让负荷中心获得可预期的可靠供给，全国统一市场才可能在效率提升的同时维持区域均衡与治理稳定