构建新发展格局的背景下，我国电力体制改革进入深化推进阶段；最新发布的《实施意见》首次提出“统一报价、联合交易”的市场融合路径，意味着全国统一电力市场建设正从框架搭建转向系统集成。这项制度设计既是对2015年启动的电力市场化改革成果的延续与完善，也是在能源转型与经济增长双重压力下提升资源配置效率的重要举措。 当前我国电力市场的主要矛盾集中在三上：一是新能源装机占比已超过40%，但跨区域消纳仍受到省级壁垒影响；二是工商业用户对用电成本更敏感，现有价格机制对供需变化的反映仍不充分；三是“西电东送、北电南供”等能源战略对更高效的资源配置平台提出更迫切需求。数据显示，市场化交易电量占比已从2015年的15%提升至64%，但省间交易仅占总量的24%，区域协同仍有较大提升空间。 此次政策创新主要围绕三方面推进：运行机制上，推动“省内—区域—全国”三级市场协同，试点相邻省份在自愿基础上开展融合交易；在价格形成上，完善煤电与新能源的差异化定价体系，建立绿电环境价值的实现机制；在基础设施领域，探索组建全国电力交易中心，并为电力期货等衍生品市场预留接口。国家发展改革委涉及的负责人表示，该制度设计在保持省级市场稳定运行的同时，通过增量改革逐步扩大资源配置范围。 从国际经验看，欧盟历经约20年建成跨国电力市场，美国PJM区域市场整合13个州的电网资源，均带来约8%—15%的系统成本下降。我国幅员辽阔，如果统一市场机制得到利用，规模效应有望更为明显。华北电力大学能源互联网研究中心测算显示，全国统一电力市场全面运行后，每年可减少弃风弃光损失超过500亿千瓦时，并有望降低终端用电成本约1200亿元。 需要关注的是，《实施意见》将绿电交易纳入市场体系核心架构，提出在2025年前建成覆盖全品种的绿证交易平台。这不仅为风光新能源的可持续发展提供制度支撑，也通过市场化方式打通“减排—认证—收益”的价值链条。浙江、广东等地试点显示，参与绿电交易的企业有机会获得国际碳关税豁免资格，该机制或将成为我国外向型经济新的竞争优势。
全国统一电力市场建设提速，表面是交易规则与平台机制的升级，本质是通过更高水平的制度供给，推动能源要素在全国范围更高效流动。面对新能源占比持续提升的新阶段，只有在统一规则、破除壁垒的同时守住安全底线、完善监管，才能让价格信号更准确反映稀缺性与价值，在同一市场框架下实现保供韧性、绿色转型与经济高质量发展的更优平衡。