一、
从“计划电”到“市场电”
国务院办公厅最新印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，以顶层设计划定未来10年能源发展大盘，这不是短期政策题材，而是电力行业从计划走向市场的根本性变革，将重塑发电、输电、售电、用电全链条价值。核心结论一句话概括：电力告别各省分割、计划分配模式，转向全国一张网、自由交易、市场定价，资源全国最优配置。
长期以来，我国电力体系以省级区域为单元独立运行，电源布局、电量分配、电价核定多由计划主导，跨省输送受限、新能源消纳困难、价格信号失灵等问题突出。
此次改革彻底打破区域壁垒，电力如同商品般全国流通，哪里发电成本低、哪里用电需求高，便通过市场机制高效调度，民生用电兜底保障，工商业与电厂直接进场交易，价格由供需决定，真正实现“全国一盘棋”。
二、
清晰时间表
政策给出明确节点，目标量化可落地，为行业发展提供长期确定性。
1. 2030年：基本建成。
市场化交易电量占全社会用电量70%左右，除保障性用户外，全电源、全工商业用户直接入市；跨省跨区联合交易常态化，电力现货市场正式运行，电价机制与市场规则全面统一。
2. 2035年：全面建成。
市场化交易占比稳中有升，电力资源全国优化配置落地，以电为核心的统一能源市场初步成型，完成从计划向市场的彻底转型。
三、
抓住长期确定性赛道
全国统一电力市场的建设，本质是通道、电源、调节、服务、保供五大环节的价值重估，每一条主线都对应清晰的产业逻辑。
1. 特高压与智能电网：电力“全国高速网”。
电力全国流通的核心前提是畅通的输送通道，特高压就是电力跨省跨区交易的“国家级高速公路”。统一市场下，跨省交易规模持续扩大，电网投资向特高压线路、调度系统、智能电网倾斜，这是长期刚性需求，而非短期题材，板块业绩与估值具备双重支撑。
2. 绿电：从“本地消纳”到“全国流通”。
此前西部风电、光伏面临“发得出、送不出”的消纳难题，统一市场彻底解决这一痛点。绿电可全国竞价交易，不再受区域限制，电价随行就市，环境价值与电量价值同步兑现。风电、光伏大基地、水电、核电等清洁优质电源，将成为电力市场的核心硬通货，稳定性与清洁度越高，溢价能力越强。
3. 储能与调节资源：电力市场“稳压器”。
市场化后，电力供需波动加剧，峰谷价差拉大，调节能力成为稀缺资源。储能如同“移动充电宝”，低谷储电、高峰售电赚取价差；火电灵活性改造、虚拟电厂、需求侧响应等调节资源，同样具备显著价值。谁能稳定供电、灵活调节，谁就能在市场中获得超额收益。
4. 电力交易与信息化：市场“卖水人”。
统一市场规模扩大、交易频次提升，需要完善的交易、结算、调度系统支撑。电力交易平台、调度软件、计量监测、信息化服务等环节，如同市场的“基础设施服务商”，订单稳定、现金流优质，是政策红利下的隐性受益板块。
5. 优质火电：从“苦力”到“压舱石”。
火电并非夕阳产业，在统一市场中承担保供、兜底、调节的核心功能。随着容量电价机制落地，火电固定成本得到保障，顶峰供电时电价弹性大幅提升，盈利模式从“赚辛苦钱”转向“稳定收益+峰值溢价”，行业估值迎来系统性重定价。
终章、
全国统一电力市场
全国统一电力市场的本质，是打破壁垒→全国调度→价格市场化→优质资产溢价，硬件建设与服务升级同步受益。
这是未来5-10年的能源行业重构，政策越明确，长期逻辑越确定。无论产业布局还是投资布局，抓住特高压、绿电、储能、电网信息化、优质火电这五条主线，就握住了本轮电改的核心红利。
能源格局之变已至，看懂政策逻辑，才能把握长期方向。
【你那儿电价多少？】
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