电力大一统背后的利益争夺战

“全国统一电力市场”被写入政策文件，它意味着一个方向性的判断——电力资源将从行政分割走向更充分的市场流动。

从规则设计上看，顶层框架正在逐步清晰；从技术条件上看，跨区联网已经具备相当基础。但在现实运行层面，一张真正意义上的“全国一盘棋”，远比制度文本复杂。

统一市场的难点，不在规则如何表述，而在既有结构如何被打破。

省间利益固化

在中国，电力从来不仅是能源产品，更是地方财政、产业布局与就业稳定的重要支点。

煤电大省依赖发电投资与煤炭产业形成完整的税收链条；新能源大省依赖装机规模维持投资与地方国企资产扩张；负荷大省则希望通过稳定、低价的电力支撑本地制造业竞争力。

电源结构、输电方向、价格形成机制，背后都对应着地方发展模式。

一旦真正实现跨省统一出清，意味着电源将面临更直接的竞争。一些边际成本较高的存量电源可能被淘汰，一些依赖本地保护的项目将失去安全垫。电力资源从“本地优先”转向“效率优先”，本质上是一次利益再分配。

问题在于，在当前地方财政承压、产业竞争加剧的背景下，地方政府对电力资源的掌控意愿并未减弱。电力仍然被视为区域竞争力的重要筹码。统一市场越向纵深推进，省间博弈就越难避免。

通道限制与投资周期

市场可以统一，但电能必须通过真实的线路流动。

当前跨区输电通道虽已形成多条特高压骨干网络，但区域间仍存在明显的结构性瓶颈。

部分通道在高峰时段拥堵严重，逆向输电能力不足，新能源富集地区的外送能力与实际装机规模并不完全匹配。

市场机制可以设计“联合出清”，却无法突破物理极限。

更深层的问题在于跨区输电投资回报周期。特高压线路动辄数百亿元投入，建设周期长，回收期跨越多个电力周期。

若未来电价波动加大、利用小时下降，线路收益的不确定性会显著提高。投资主体需要稳定预期，而统一市场本身意味着价格信号更加真实、波动更大。

当输电投资回报与市场化价格形成之间存在张力时，扩张节奏必然趋于审慎。物理通道的扩展速度，很可能成为统一市场推进的现实约束。

看不见的权力重组

统一市场的核心，不只是交易平台互联，更涉及调度权的重新分配。

当前电力调度体系仍呈现国家级、区域级、省级……等分层结构。省级调度长期承担保供与本地电源优先安排的职责，形成了相对稳定的运行逻辑。

若跨省联合出清成为常态，省级调度对本地电源的优先权将被削弱，调度权力向更高层级集中几乎不可避免。

调度权不仅是技术问题，更是治理结构问题。谁决定电源启停，谁承担安全责任，谁对保供结果负责，背后都牵涉权责再划分。这种重构往往比价格改革更为敏感。

与之密切相关的是容量市场机制。随着新能源占比提高，容量价值的重要性不断上升。谁为备用容量买单？跨省容量如何结算？容量补偿是否统一？

目前各地推进节奏和规则差异明显。一些省份容量电价已明确，一些仍在试点探索。若容量市场不能形成跨区一致机制，统一电力市场将长期处于“现货统一、容量分割”的状态。

容量机制的差异，实际上决定了不同区域发电资产的生存逻辑。这种差异若长期存在，将在无形中固化新的区域壁垒。

强省掠夺弱省？

在完全市场化逻辑下，电力资源必然向支付能力更强、负荷更集中的区域流动。经济强省拥有更高的用电需求、更强的议价能力与更成熟的市场主体。在统一出清机制下，价格信号可能使电力优先流向高价区域。

这带来一个潜在问题：是否会形成“强省吸纳、弱省承压”的结构？

新能源富集但本地负荷有限的地区，若长期处于低价甚至负价区间，投资回报将承受压力；而负荷中心则通过市场机制获得更稳定的供给。

在理论上，这是效率提升；在现实中，却可能加剧区域发展不均衡。

电力资源从行政均衡走向市场均衡，本身就是一次价值排序的变化。如何在效率与区域协调之间取得平衡，将成为统一市场长期绕不开的议题。

全国统一电力市场的方向已定，但真正的挑战不在规则设计，而在结构调整。

省间利益固化、物理通道边界、跨区输电投资的不确定性、调度权力再分配、容量机制差异，以及区域强弱分化，都构成了现实层面的阻力。

统一市场最终会建成，但它不会是一个瞬间完成的制度切换，而更像一次缓慢而持续的权力与资源重排。