今年2月，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》，明确2030年基本建成、2035年全面建成全国统一电力市场体系的目标。2025年，全国市场化交易电量6.6万亿千瓦时，占比逾六成；跨省跨区交易较2015年增长十余倍，南方区域现货市场连续结算运行超180天。然而，电力市场建设仍面临不少堵点：省间壁垒尚未完全破除，地方保护抬头；西部省区“弃风弃光”仍然存在，消纳任务艰巨；现货与中长期市场衔接不畅，价格信号传导不够灵敏。破解“弃风弃光”顽疾，打通市场分割堵点，关键一招在于以体制创新重塑全国统一电力市场，为“双碳”目标与能源安全筑牢根基。

　　■^■ 擘画统一电力市场蓝图

　　当前，构建全国统一电力市场体系的最大挑战在于各地规划不够协同、目标不够一致，导致市场建设呈现显著的“碎片化”特征。有的省份重供应轻市场，有的省份重省内轻省间，甚至出现“以保供为名行保护之实”的现象。这种“各吹各的号、各唱各的调”的局面，严重制约了资源在全国范围的优化配置，甚至造成了新的市场分割。必须站在国家安全与发展的高度，打破一域之限，确立统一的战略航标，让“全国一张网”成为不可动摇的共识。一是健全顶层设计架构。要强化央地联动，在国家层面建立权威高效的统筹协调机制。这不仅仅是成立一个领导小组，更是要构建一种“战略—规划—执行”的闭环体系。国家层面需负责制定宏观战略、跨省跨区通道规划及基础性制度规则，地方层面负责具体落实、市场监管及省内电网的协同发展。必须坚持“全国一盘棋”，将电力市场建设深度融入国家能源安全新战略全局，确保各级规划在时间轴上有序衔接，在空间布局上互补互济，彻底杜绝“规划打架”现象。二是统一基础制度规则。制度是市场运行的基石，规则差异是不可忽视的壁垒。要致力于消除各地的“土政策”“土办法”，清除隐性门槛。建立全国统一的市场准入负面清单，实施“一地注册、信息共享、全国通办”，让经营主体无论身处何地，都能享受优质服务。无论是央企巨头还是民营新秀，无论是传统火电还是分布式光伏，都要在同一个规则体系下公平竞技，靠实力说话，靠效益生存。三是明确阶段实施路径。要保持足够的历史耐心与战略定力，分阶段、分步骤稳健推进。既要有“2030年基本建成”的紧迫感，制定明确的时间表与路线图；又要有“2035年全面建成”的远景图，预留足够的创新空间。针对不同区域、不同品种，实行分类指导、梯次推进策略，避免“一刀切”和“运动式”做法带来的震荡。

　　■^■ 打通省间电力交易堵点断点

　　曾经，行政边界成了电力流动的“隔离墙”，导致富余省份的电送不出来、紧缺省份的电买不进去，甚至出现“窝电”与“缺电”并存的怪象。这种“画地为牢”的格局，不仅造成巨大的资源浪费，更在极端天气下放大了保供压力。要以壮士断腕的决心，拆掉“隔墙”，铺就“通途”，让电力资源像血液一样在全国血管中自由奔流。一是破除省间交易壁垒。要坚决打破行政垄断和地方保护主义，重点清理针对外地电源、外地用户的歧视性电价政策和交易限制，让电力商品在全国自由流动。下大力气解决“省间壁垒”背后的利益博弈，通过建立利益补偿机制，让送出省有收益、受入省有动力，实现各方共赢。二是畅通跨区输送通道。物理连接是市场交易的前提，没有强大的电网，统一市场就是空中楼阁。要持续提升电网互联互通水平，特别是加强大容量、远距离的特高压输电通道建设，消除“西电东送”的瓶颈。针对关键节点和断面阻塞问题，要集中优势兵力攻关，确保通道能力适度超前于市场需求。要推动配电网的智能化升级，使其从单纯的“输血管”转变为具备双向交互能力的“神经末梢”，支撑分布式能源的广泛接入与就地消纳。三是强化应急互济机制。市场不仅要平时好用，更要急时管用、战时能用。要建立健全跨省跨区的应急调度与互济机制，在迎峰度夏、迎峰度冬等关键时段，打破常规交易时序，启动“绿色通道”。让富余省份在关键时刻“舍得送、送得出”，让紧缺省份在危急关头“接得住、用得上”。这种互济不能仅靠行政命令，更要通过市场化手段实现，比如设立应急备用容量市场，让平时备用的资源在关键时刻获得高额回报，从而激发系统调节潜力。

　　■^■ 充分还原电力商品市场属性

　　长期以来，电价机制僵化，难以真实反映供需关系、燃料成本和环境价值。这不仅扭曲了资源配置效率，也让新能源、储能等新型主体难以通过市场机制回收成本，甚至陷入“建得起、用不起”的困境。要让价格信号“活”起来，让市场在资源配置中起决定性作用，通过价格引导资源流动，通过竞争激发市场活力。一是完善电价形成机制。要建立主要由供需关系决定的价格机制，让电价不仅反映燃料成本，更要精准反映电力的时间价值（分时）、空间价值（节点）和绿色价值（环境）。必须加快推动现货市场建设，让价格实时引导发电侧和用户侧的行为。分时电价应拉大峰谷价差，引导用户主动削峰填谷；节点电价要体现阻塞成本，引导电源科学布局。让每一度电的价格都“有理有据”，让经营主体对价格信号“敏感”起来。二是健全辅助服务市场。系统调节能力是新型电力系统的“稳定器”，也是一种稀缺商品。要加快建立调频、备用、爬坡等辅助服务市场，让火电的深度调峰、储能的快速响应、抽水蓄能的灵活启停都能获得合理的市场回报。坚持“谁受益、谁付费”原则，将辅助服务成本公平向用户侧传导，倒逼全社会共同承担系统平衡责任，改变过去“发电侧单方面买单”的不合理局面。三是深化绿电交易体系。绿色不仅是能源的底色，更是商品的核心属性。要完善绿证制度，赋予每一度绿电唯一的“身份证”，确保其环境价值可溯源、可核证、可交易。推动绿电交易与碳排放权交易市场的深度耦合，实现“电碳协同”，让企业的绿色消费行为直接转化为碳减排收益。鼓励用户签订多年期绿电购买协议，通过长期锁定价格和电量，降低新能源项目的融资成本，形成“绿色生产—绿色消费—绿色投资”的良性循环。

　　■^■ 筑牢统一的电力市场数字底座

　　在数字经济时代，数据是新的生产要素，算力是新的生产力。当前，各地系统标准不一、接口不通、数据孤岛林立，严重制约了市场交易的效率与监管的穿透力。要以数字化赋能，让数据多跑路，让交易更智慧，让监管更精准，彻底告别“信息烟囱”时代。一是建设数字基础设施。要统一技术标准和数据接口，修建“电力数据高速公路”。建立全国统一的电力大数据中心，实现各级交易中心、电网企业、发电侧、用户侧的数据互联互通。必须下大力气解决异构系统兼容问题，制定统一的数据模型、信息披露科目和交互标准，确保数据在全国范围内“采得上来、传得回去、用得起来”，为市场高效运行提供坚实的算力支撑。二是打造智能调度体系。算力就是生产力，算法就是效率。要运用人工智能、大数据、区块链等前沿技术，全面提升电力系统的感知能力、预测精度和决策水平。实现源网荷储的精准匹配，让调度指令从“经验驱动”转向“数据驱动”。例如，利用AI预测新能源出力波动，利用区块链技术保障交易数据的不可篡改和可追溯，大幅提升系统运行效率和市场交易的公信力。三是强化数据安全治理。数据安全是数字底座的底线，没有安全就没有一切。要建立健全电力数据分类分级保护制度，明确数据采集、传输、存储、使用的全生命周期安全规范。防范数据泄露、网络攻击和恶意篡改风险，在保障国家能源数据安全和商业秘密的前提下，有序推动公共数据开放共享。要构建主动防御、纵深防御的网络安全体系，让数字底座坚如磐石，无惧风雨。

　　■^■ 构建多元共治的保障体系

　　市场不是万能的，存在自发性、盲目性和滞后性，需要政府这只“看得见的手”纠偏。同时，经营主体的自律和社会监督也不可或缺。要构建政府监管、行业自律、社会监督三位一体的治理格局，确保市场在法治轨道上健康运行，既要“放得开”，又要“管得住”。一是完善市场监管机制。监管要“长牙带刺”，更要精准高效。要强化反垄断和反不正当竞争执法，严厉打击价格串通、滥用市场支配地位、虚假报价等扰乱市场秩序的行为。建立“双随机、一公开”监管机制，利用数字化手段实现穿透式监管，让违规行为无处遁形。要避免多头执法、重复监管，减轻企业负担，做到“进一次门，查多项事”，让监管既有力度又有温度。二是健全电力信用体系。信用是市场经济的通行证，也是降低交易成本的关键。要建立全国统一的电力市场信用评价体系，将经营主体的履约情况、报价行为、安全记录纳入信用档案。实施守信联合激励和失信联合惩戒，让守信者享受“绿色通道”，让失信者列入“黑名单”并付出沉重代价。通过信用机制，倒逼市场主体诚实守信、规范经营，从源头上减少违约风险。三是强化风险防控机制。要建立电力市场风险监测预警平台，对供需失衡、价格异常波动、燃料供应短缺等情况进行实时监测和预警。制定详细的应急处置预案，明确政府主管部门、电力监管机构在必要情况下的干预权限、适用情形和退出机制。针对极端天气、网络攻击、重大设备故障等突发事件，要定期开展实战演练，确保在极端情况下市场不停摆、供电不中断、民生有保障。

　　【作者供职于中共宁夏区委党校（宁夏行政学院）】