2月8日，国务院办公厅印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》；2月11日，《关于公用事业领域的反垄断指南》正式施行。短短三天，两份重磅文件接连落地。看到这两条消息时，其实第一反应不是“又出政策了”，而是——电力市场，真的走到一个关键转折点了。
一边是“全国统一电力市场”的顶层设计加速推进，一边是“反垄断”制度为公用事业划清公平竞争的边界。往深处看，这不是简单的文件发布，而是电力体制改革补齐“最后一块拼图”的标志。如果把时间线拉长到30年，你会发现，中国电力交易制度正在完成从“分割运行”到“统一市场”，从“行政主导”到“规则主导”的跨越。电力市场，正式进入“统一架构下的竞争时代”。
1
30年电改：从计划到市场
过去30年，中国电力体制经历了深刻变革：
1997年国家电力公司成立，政企分开拉开序幕；
2002年“厂网分开”，五大发电集团重组；
2015年“9号文”开启新一轮电改；
2021年“1439号文”松绑煤电电价机制；
2025年“136号文”推动新能源全面入市；
2026年，全国统一电力市场体系加速成型。
电力运行逻辑也随之重塑——从“计划分配电量”走向“边际出清定价”，从“省内平衡”迈向“跨区优化配置”，从“行政定价”升级为“现货+中长期+辅助服务+容量+绿电”多市场协同体系。电力不再只是单一的公共产品，而是全面进入价格博弈与市场配置的新阶段。
2
统一市场，强化反垄断
这轮政策里，真正值得高度关注的是“反垄断”。《实施意见》提出到2030年市场化交易电量占比提升至约70%，推进跨省跨区联合交易、现货市场全面运行，并构建绿电、容量、辅助服务等多层次市场体系，这是在做“增量”；
而《反垄断指南》则是在定“边界”——明确禁止地方保护、滥用市场力和排他性交易行为，释放出强监管信号。未来电力市场不再依赖行政协调和内部平衡，而是必须在统一规则下公平竞争、优胜劣汰。统一市场要跑得起来，前提是竞争必须真正打开。
3
看不见的手在定价
一
谁是最后一度电，谁决定价格
电力市场有个规则：谁是“最后补上缺口的那台机组”，谁就决定所有电的价格。比如新能源报0元，高效火电报0.3元，老火电报0.45元，如果最后还差一点电，只能让0.45元的老机组上场，那全市场都按0.45元结算。
这样一来，新能源哪怕报0元，也能按0.45元拿钱，相当于跟着高价一起赚钱；但如果新能源发得特别多，市场根本用不上高价机组，价格就会被不断往下压，甚至跌到负电价。新能源这种低成本电源越多，电价就越容易被“压低”，高成本机组的生存空间被一点点挤掉，这种现象就叫“价格蚕食效应”。
二
供需决定暴涨暴跌
电价其实很简单，就是供需关系的结果。夏天晚高峰大家都开空调，用电猛增，电不够用了，就得让成本更高的机组顶上，电价自然往上冲；而到了春节，工厂停工、用电减少，如果再碰上光伏发电很多，电一下子多出来，价格就会被压得很低，甚至出现“倒贴钱卖电”的负电价。因为电力没法像粮食一样大量囤起来，发多少、用多少必须实时平衡，所以价格的大起大落，本质上就是在告诉市场——电紧张了要多发、少用，电富余了就要少发、多消纳。这不是市场失灵，而是供需在“说话”。
三
节点电价：位置决定命运
在一个省里，不同地方的电价其实可能差很多。电多的地方，如果送电的通道堵了、电送不出去，本地电就会一下子变得“卖不掉”，价格可能跌得很低；而用电多的城市如果电送不过来，就只能用更贵的电源顶上，价格自然会涨得很高。
以后随着“节点电价”越来越清晰，发电企业和工厂选址的逻辑也会变——资源好不一定赚钱多，离城市近也不一定成本最低，关键要看哪个地方的电价更稳定、更有优势。能长期拿到更好价格的地方，才是真正有经济价值的区位。
四
时间价值：日前 vs 实时
在电力市场中，时间本身具有显著的价值差异：日前市场通常提前锁定大部分电量与价格，为发电企业提供相对确定的收益预期；而实时市场则主要用于应对负荷偏差与新能源出力波动，承担系统平衡与价格波动风险。因此，谁能够更精准地进行负荷与出力预测、降低偏差考核成本，谁就能在市场中占据更有利的位置——预测能力，正逐渐成为发电企业的核心竞争力。
4
市场化对不同主体的影响
一
对发电集团
在电力市场全面市场化背景下，发电集团所面临的经营逻辑正在发生根本转变。首先，新能源全面入市后，电价不再“保底”，收益随供需波动而变化，传统依赖规模扩张获取稳定回报的模式被打破，利润的不确定性显著提升。其次，交易能力与风险管理能力成为核心竞争力——从报价策略、偏差控制到跨省跨区套利与多市场协同（现货、辅助服务、绿电、容量市场），都将直接决定盈利水平。再次，储能与灵活调节资源的配置不再只是技术升级，而是提升收益稳定性、对冲价格风险的战略工具。
这意味着，发电集团必须从“生产型企业”向“生产+交易型企业”转型：不仅要提升机组效率和新能源开发能力，更要建立专业化交易团队、强化预测与数据能力、优化资产组合结构。未来竞争的焦点，将不再只是“装机规模有多大”，而是“资产组合是否灵活、交易能力是否成熟、风险管理是否稳健”。
二
对电网企业
电力市场越来越市场化之后，电网公司的角色也在变。过去它更像一条“电力高速公路”，主要负责把电从发电厂送到用户手里；但现在，它还要当“市场平台的运营者”，既要组织交易，又要保证市场安全稳定运行。
电力现货系统、辅助服务平台、容量市场结算、调度自动化，这些系统稳不稳、准不准，直接影响市场是否公平、高效。再加上海量的运行数据和交易数据，谁能把数据用好、分析透，就更有能力优化资源配置、制定规则、提升效率。未来电网之间比拼的，不只是线路多不多、资产大不大，而是技术系统强不强、数据能力高不高、整体运营能力硬不硬。
三 对新能源企业 随着市场化改革深化，新能源行业的“政策红利期”正在逐步收尾。企业不再依赖固定补贴与保底电价获取稳定收益，电价随供需变化而波动，价格风险显著加剧。在这一背景下，通过签订长期绿电合同、开展电力交易对冲、配置储能提升调节能力，成为稳定现金流与降低波动风险的重要手段。行业发展逻辑也随之转变——从过去追求装机规模与资源占有的“规模扩张时代”，迈入强调收益管理、资产优化与风险控制的“精细化运营时代”。 四 对用户侧 随着一定电压等级（如10kV及以上）用户全面入市，用电价格将不再由单一目录电价决定，而是直接受市场供需与节点价格波动影响，电价信号将更真实地传导至终端企业。价格波动带来成本不确定性的同时，也为主动参与需求侧响应、削峰填谷、参与辅助服务市场创造了新的收益空间。电力成本由“相对固定支出”转变为可管理、可优化的经营变量，企业必须通过负荷管理、用电策略优化与合同结构设计，将电力从单纯成本项转化为可以精细化运作的竞争要素。 5 统一电力市场：从计划思维走向市场思维 统一电力市场，不只是把各省的交易平台连在一起那么简单，而是打破省与省之间的壁垒，让电力资源在更大范围内流动，让价格更真实地反映供需关系。这也意味着，电力的价值不再只有“发了多少电”这么单一，而是同时包含电能量价值、调节价值、容量价值和环境价值，所有这些都会通过市场定价，被清清楚楚算出来。 更深层的变化，是思维方式的转变。过去的逻辑是“只要建成电站，就基本能赚钱”；未来的逻辑是“只有顺着价格信号走，才能真正盈利”。市场不再兜底，也不再保证稳定收益，它更像一场公开竞争——奖励那些懂规则、会预测、能灵活调度的人。电力行业，正在从“按计划分配收益”，走向“靠能力赢得收益”的新时代。 6 结语 全国统一电力市场的到来，绝不仅仅是一次制度层面的升级，更是一场深层次的产业重构。随着市场规则逐步完善，高成本机组将面临边际淘汰，低效资源会在价格竞争中被不断压缩；而具备高灵活性、强调节能力的资源将获得溢价空间，绿色电力的环境价值也将真正通过市场实现定价与兑现。 那只“看不见的手”不会偏袒任何主体，它遵循的只有一个逻辑——稀缺创造价值，效率决定生存。统一市场的大幕已经拉开，真正意义上的竞争，此刻才刚刚开始。
