在“双碳”目标引领下，我国新型电力系统建设迈入攻坚深水区，能源生产和消费格局正在发生系统性、深层次变革。依托沙漠、戈壁、荒漠资源规划建设的大型风电光伏基地（以下简称“大基地”），是我国新能源规模化开发、跨区能源优化配置的重要载体，也是保障国家能源安全、推动绿色低碳转型的战略抓手。随着电力市场化改革纵深推进，系统运行模式已从“源随荷动”的计划调控，转向“源网荷储协同互动”的市场化调控。在此背景下，大基地如何真正融入全国统一电力市场，是摆在行业面前的核心议题。是靠行政指令“强行上架”，还是靠市场规律“顺势而为”，答案不言自明。

全国统一电力市场的建设，重点在于统一规则、公平竞争、价格引导，最终实现电力资源在更大范围的优化配置。大基地参与市场的方式，必须回归电力商品的物理本质与经济规律，真正以价格信号为导航。这既是大基地实现自主可持续发展的内在要求，也是全国统一电力市场建设的关键一环。

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大基地的发展定位与运行困境

大基地是发电侧集中式新能源开发的重要形态，依托西部优质风光资源布局风电、光伏，配套储能、调节电源与特高压输电通道，将清洁电力输送至东部负荷中心，有效化解我国能源资源与用电负荷逆向分布的难题。近年来，国内大基地项目加速落地，装机规模与跨区外送电量持续增长，成为新型能源体系的重要支柱。

从运行本源看，大基地承袭了传统计划模式下“网对网”送电的逻辑，依托电量平衡控制区运行。需要明确的是，这类控制区并非严格意义上的频率控制区，不具备独立维持系统频率稳定的功能，内部功率平衡、安全稳定支撑、故障兜底保障全部依赖送端交流大电网实现。当前，大基地物理接网方式同样是直接接入送端省内电网，其出力波动、功率平衡、安全稳定均由送端系统支撑，本质上就是送端电网的大型电源节点，并未脱离“网对网”送电的基础框架。

基于这样的物理属性与运行框架，大基地送电运行持续占用送端的调节资源、通道资源与安全保障资源，高度依赖送端电网的系统服务，就理应平等承担对应的系统运行成本。过往“外来电不承担系统成本”的模式，不符合市场经济的公平原则，也造成了“省内电源补贴外送电源”的隐性交叉补贴，扭曲了真实的电力成本信号。在全国统一电力市场建设的背景下，回归权责对等的基本逻辑，明确大基地应承担的经济责任，是其真正融入统一市场的前提基础。

但现阶段，大基地跨区外送的送电规模、出力曲线、输送时序均提前锁定，难以根据受端区域的供需变化、电价波动灵活调整。在电力供需相对稳定、新能源占比较低的时期，计划模式对保障基础供电、落实能源布局发挥了重要作用，但面对新能源大范围并网、电力供需动态多变的新形势，刚性运行模式的短板全面暴露，制约大基地与全国统一电力市场的深度融合。

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系统推进市场化改革，助力大基地全面融入统一市场

推动大基地深度融入全国统一电力市场，需要系统性破除计划思维，完善交易、价格、规则体系，筑牢公平竞争的市场根基。

第一，遵循电力运行与市场经济双重规律。电力商品具有无法大规模存储、发用瞬时平衡的物理属性，决定了电力行业必须同时恪守电力运行规律与市场经济规律，二者不可偏废。只强调物理安全而忽视市场效率，会陷入“计划越管越死”的困局；只追求市场效率而无视物理约束，则会威胁电网安全稳定运行。全国统一电力市场的逻辑，就是在坚守电网安全底线的前提下，依靠价格信号实现全域电力供需最优匹配。对大基地而言，顺应市场规律，是突破发展瓶颈、实现高质量发展的根本出路。

第二，完善跨省区市场化交易体系。逐步压缩计划电量占比，取消刚性划定的送电曲线，以省间关口为界厘清送受两端的经济责任与技术责任，由大基地等外送主体公平承担送端省内系统平衡责任，解决“省内补贴外送”的隐性问题，让电力跨区流动遵循市场供需与价格变化，减少行政干预对交易结果的扭曲。当受端负荷高峰、供应紧缺时，受端电价快速上涨，送受两端价差扩大会引导大基地提升外送出力，最大化利用输电通道容量，发挥保供作用；当受端电力过剩、新能源大发时，受端电价走低甚至出现负电价，价差收窄甚至倒挂会倒逼大基地主动缩减送电规模，配套储能同步充电，规避无效输送与弃电损失。相比行政指令的“一刀切”，价格信号引导的电力跨区动态流动，能以最低成本适配新能源间歇性特征，是破解能源地理错位、提升系统运行效率的最优路径。

第三，深化电价机制改革，搭建多维价值兑现体系。大基地的综合价值包含基础电量、输电容量、灵活调节、绿色低碳等方面，单一的行政定价无法完成价值的拆分与量化，也难以实现合理回报。需加快完善与市场化相适配的电价形成机制，打通多元价值兑现渠道：电能量市场通过分时电价体现电量价值，反映不同时段的电力供需差异，合理疏导网损、节点阻塞成本，让价格真实反映电力稀缺程度；辅助服务市场为调频、备用、爬坡等调节服务定价，保障灵活性资源收益；容量机制回收电源固定建设成本，支撑长期投资回报；绿电、绿证与碳市场联动的不断深入探索，则能够体现低碳环境价值，将生态优势转化为经济收益。多元市场协同发力，形成大基地“投资—运营—收益”的良性循环。

第四，统一市场规则与准入标准，坚守公平竞争底线。将大基地与各类市场主体纳入统一市场框架同台竞技，执行统一的交易、报价、出清与结算规则。坚决破除市场壁垒，推动电力资源在全国范围内自由流动，让边际成本更低、系统调节能力更突出的市场参与者在交易中获得竞争优势。依赖行政保护与计划电量的大基地，会丧失提质增效的内生动力；而在公平竞争环境中，大基地可凭借新能源低边际成本、规模效应的优势参与竞争，并主动优化运行策略、升级调节设施、降低度电成本，持续提升竞争力。市场化的优胜劣汰机制，将推动大基地从“政策扶持型”主体向“市场自主型”主体转型，真正成长为具备自我造血能力的市场主体。

第五，统筹市场化运行与电网安全，完善配套兜底保障机制。市场化改革绝不意味着放松安全监管，必须始终守住电网安全稳定运行的红线。要区分常规交易与应急调度两类场景，建立差异化的运行机制：常规场景下完全由市场出清确定交易结果，调度机构负责执行市场出清指令；针对极端天气、电网故障、供需严重失衡等突发应急场景，应急调度引入市场化定价，体现应急供电的价值。优化中长期合约的动态调整机制，建立月度、日前的合约调整通道，化解合约刚性与电网动态运行之间的矛盾。丰富调频、备用、爬坡、惯量支撑等交易品种，支持大基地配套储能、调节电源参与辅助服务交易，为灵活性资源拓宽收益渠道。

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市场化转型下大基地可持续盈利的破局路径

完善的市场化机制是大基地融入统一市场的制度基础，但在机制落地过程中必须直面盈利的现实问题。脱离盈利可持续性谈市场化，无异于空中楼阁。破解这一难题，需要大基地、送端、受端三方协同，从禀赋挖掘、治理优化、价值看待三个维度共同发力。

一是大基地自身要立足送端资源禀赋，充分释放成本优势，不必片面追求“全清洁能源”的绝对化指标。对于煤炭资源富集、出矿煤价显著低于受端的送端省份，应松绑配套煤电利用小时数限制，合理保留煤电外送比例，充分释放低煤价带来的成本优势。同时，判断大基地的低碳价值，核心标尺是整体碳排放因子而非单一电源类型，只要基地综合碳排放因子显著低于受端本地电源平均水平，就已实现低碳替代、降低受端排放的目标。通过“新能源+调节性煤电”的优化组合，大基地可同时兼顾清洁属性与供电稳定性，在承担系统调节责任的同时保障合理收益，实现环境效益与经济效益的平衡。

二是送端应具备长远发展眼光，摒弃“杀鸡取卵”的短视思维，为大基地营造健康的运营环境。大基地项目的落地，为送端省份带来大规模固定资产投资和直接GDP增量，投运后还将持续贡献税收、创造就业岗位，是拉动地方经济社会发展的长期引擎。地方应算好发展的“大账”“长账”，避免向企业摊派生态治理、防风固沙等不合理费用与隐性负担，防止过度征缴挤压企业生存空间。企业的健康可持续运营是税收、就业等长期价值持续兑现的前提，若企业长期亏损、难以为继，送端的长期收益也将无从谈起。通过合理减负、优化营商环境保障大基地平稳运营，才能实现地方发展与企业成长的长期共赢。

三是受端地区应跳出“外来电必须低价”的传统认知误区，重新审视大基地外送电的综合价值，接纳基于要素置换的合理电价水平。从资源属性看，大基地布局于土地充裕、地价低廉的沙戈荒地区，本质是土地要素与电力供应的跨区域置换，为受端节省了宝贵的工商业用地资源，支撑受端集中发展高附加值制造业与服务业。从供电价值看，大基地配套建设了调节电源、储能等灵活性资源，为受端提供了一定的调节能力，节省了受端本地新建燃气机组等调节性资源的高额投资与运维成本，其综合价值远高于基础电量本身。传统计划体制下，外送电的系统运行、辅助服务、容量支撑等成本长期被低估，形成了“外来电天然低价”的历史惯性；当成本被完整、公允核算后，受端若期望获得稳定清洁的电力供应，就应当承担与之匹配的合理成本，以资金反哺送端能源开发，形成送受端协同共赢的发展格局。

沙戈荒大型清洁能源基地作为新能源发展的核心力量，其市场化转型成效，直接决定高比例可再生能源消纳水平与能源转型进度。行政主导的计划模式只能解决短期问题，无法适配行业长期发展需求。唯有坚定市场化改革方向，立足电力系统物理本质，恪守市场经济规律，摒弃过度行政干预，以精准价格信号引导资源配置，以统一规则保障公平竞争，以关口原则厘清责任边界，才能充分释放大基地的绿色潜力与灵活价值。未来，随着市场机制持续完善、竞争环境不断优化、各方共识不断凝聚，大基地将深度融入全国统一电力市场，与各类市场主体协同发力，共同构建安全、高效、低碳、灵活的新型电力系统，为我国能源革命行稳致远筑牢根基。