这段时间，西安广林汇智能源科技有限公司正忙着向工商业储能客户推介一项新的产品——通过算法优化，帮助工商业储能客户在电力现货市场中精准套利，将收益率提升近20%。

这一新产品乘上了政策的东风。国务院办公厅近日印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（以下简称《实施意见》），电力市场的定价逻辑正在发生根本性转变——一度电的价格不再由计划决定，而是由全国大市场的供需关系说了算。

在业内专家看来，《实施意见》是《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》的“提档升级”，意味着我国电力市场将从“区域分割”走向“全国一盘棋”。

打通跨省绿电配置之“墙”

自新一轮电力体制改革启动以来，历经十年攻坚，我国电力市场建设取得历史性成就。截至2025年底，我国市场化交易电量超6.6万亿千瓦时，占全社会用电量比重从2015年的不足15%跃升至64%；跨省跨区交易规模达1.6万亿千瓦时，较十年前增长超10倍；市场注册主体突破109万家，是2015年的22倍。

成绩背后，挑战仍存。以西北电网为例，午间光伏大发时现货价格一度跌至0.1元/千瓦时以下，晚间用电高峰时价格又飙升至0.8元/千瓦时以上。这种“过山车”式的价格波动，让新能源企业既享受市场红利，也承受着收益不稳的压力。

“面对新能源的不稳定性，传统计划调度模式已难以为继，需要更加灵活的资源调节模式来应对。”厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强说，必须通过市场机制引导资源配置。

在中国电力企业联合会党委书记、常务副理事长杨昆看来，当前电力生产组织方式实现了从计划主导向市场驱动的深刻转变，市场在资源配置中的主导作用显著增强。但他同时认为，当前省间与省内市场规则不统一、衔接不畅的问题依然存在，导致全网资源优化配置能力受限。

陕西电力交易中心总经理、党总支副书记刘琰说：“完善全国统一电力市场，要打通跨省配置，尤其是绿电配置这道‘墙’。”

如何打破围墙？最新政策文件已作出系统部署。与2022年的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》相比，《实施意见》在推动跨省交易、健全价格机制、扩大经营主体范围等方面均有系统性突破。

电力市场“配角”变成“主角”

随着《实施意见》的落地，以前电力市场中的“配角”正在成为“主角”。

虚拟电厂能更加“聪明”地调度电力，是新型电力系统安全稳定运行的重要支撑。此前，虚拟电厂在电力市场中的法律地位虽有探索性文件支撑，但因国家层面的系统性制度安排尚不完善，只能充当电力市场的“边缘参与者”。

西安广林汇智能源科技有限公司是我国虚拟电厂领域的前沿企业。该公司副总经理刘同海坦言，以前每到一个省份都要重新注册售电资质、重新对接规则，制度性成本太高。《实施意见》明确提出，推动虚拟电厂、智能微电网、可调节负荷等新型经营主体灵活参与电力市场，这将推动虚拟电厂向电力市场“主动参与者”转变。

如何将分布式光伏、充电桩等分散式小容量资源聚合起来，此前一直是全国统一电力市场建设过程中绕不过的坎。《实施意见》为这些资源入市提供了制度驱动力。在政策激励下，国网陕西省电力公司西咸新区供电公司针对分布式光伏、户用充电桩等分散资源入市难的问题，提出应明确负荷聚合商对分散式小容量资源进行打包统一代理，无需单体用户单独完成注册全流程；同时针对分布式新能源出力波动特点，设置合理的偏差考核阈值，降低入市风险。

储能也在从“配角”变成“主角”。此前，一些储能电站只服务于本地新能源场站，收益来源单一。在一系列推动全国统一电力市场建设的政策推动下，储能逐渐走到台前。例如，2025年11月，西北电网51家独立储能电站首次参与跨省中长期交易；宁夏某储能电站午间以0.14元/千瓦时购入新疆弃光电量，晚高峰以0.78元/千瓦时向陕西送电，单日收益超20万元。此次发布的《实施意见》提出“建立可靠支撑调节电源建设的容量市场”，受访专家普遍认为，这为储能电站进一步打开了新的收益空间。

此外，绿证“有价无市”的困局也将随着跨省流转机制的完善而破解，跨区保供电源的容量成本将由送受端共同分担。

清华大学电机工程与应用电子技术系副研究员郭鸿业认为，多元主体入市是激活系统调节潜力的关键。“传统电力市场以燃料边际成本为定价基准的思路发生了重大变化，产生了安全、经济、绿色多元价值的需求。”他说，《实施意见》正是要通过市场机制，让这些价值得到合理体现。

需实现规则统一与监管协同

要进一步完善全国统一电力市场，市场交易规则仍需统一。2025年7月，《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》获批，国家电网与南方电网之间的市场化交易通道已实质性打通。未来，应推动各层次市场从“各自报价、各自交易”转向“统一报价、联合交易”。电力规划设计总院能源政策与市场研究院院长凡鹏飞建议，近期可依托现有通道开展试点，中期随新通道投运扩大试点规模，远期实现规则的统一。

市场协同是另一道难题。此前，多地售电市场出现“批零倒挂”——售电公司批发成本高于零售价，卖得越多亏得越惨，个中症结在于电力中长期市场与现货市场之间的“联动鸿沟”。与此同时，随着现货市场连续运行，售电公司履约保函额度偏低，难以覆盖现货价格波动风险，地方不当干预市场交易、违规设置准入条件等行为也仍未根除。

受访专家认为，下一步应重点推进三方面工作：加快统一市场基础规则，推动省间与省内市场联合运营；完善新型主体参与机制，降低虚拟电厂、储能等入市门槛；强化跨部门协同监管，坚决破除地方保护和市场分割，让市场改革的红利惠及每一个经营主体。