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首个区域电力市场转正：输电容量竞价与南方五省区的一体化账本

2026年10月24日，我国首个区域电力市场——南方区域电力市场在广州宣布转入正式运行，国家能源局主要领导出席推进会。这条新闻的分量，要放在一个时间轴上看：自2025年6月启动连续结算试运行以来，这个覆盖广东、广西、云南、贵州、海南五省区的市场经历了16个月、每天不间断的"真金白银"检验，走过极端工况、经历多场景压力测试，最终完成从试点探索到制度成熟定型的标志性跨越。全国统一电力市场体系建设，自此有了第一个完成转正的区域样板。

对电力行业从业者而言，这次转正的看点不在"转正"两个字本身——南方区域市场的运行数据此前已多次披露，站内10月的现货转正篇也拆解过负电价申报与双轨报价机制。真正的增量是一条容易被忽略的机制升级：跨经营区通道从单一的电能量交易，升级为"输电容量"的市场化竞价配置——用竞价决定谁能用通道、用多少，价格高低直接反映通道紧张程度。这意味着输电通道这种传统上按计划分配的稀缺资源，第一次在中国拿到了显性的市场价格。

本文按惯例做三层拆解：先把转正这件事的制度坐标与三层市场结构讲清楚，再拆输电容量竞价这个新机制的运行逻辑；然后用南方电网披露的运行数据算一笔区域市场的账；最后按行业分析框架给出利润池、集中度、三档情景与上游风险四组测算，并说明本次分析的边界。

一、制度坐标：从区域样本到全国统一市场的关键一环

中国电力市场建设的路线图可以概括为三级台阶：省级市场、区域市场、全国统一市场。省级现货市场过去几年在各地陆续转正，但省与省之间依然存在壁垒——各省价格不同、规则不同、准入门槛不同，资源跨省优化配置的制度成本高企。区域市场的意义，就是用一套统一规则把若干省份装进同一个出清池子：五省区的煤电、水电、核电、风电、光伏、气电全部电源类型，在同一套规则下竞价、统一形成价格，省间壁垒与地域壁垒被制度性破除。

南方区域的特殊性在于它是"第一个吃螃蟹的"：第一个启动连续结算试运行的区域市场，也是第一个整体转正的区域市场。转正意味着交易规则体系全面成型——市场从"搭建制度框架"进入"强化要素配置功能"新阶段，交易频次持续提升、省间往来更加规范畅通。上海电力大学教授谢敬东的评价点出了它的全国意义：这套实践沉淀出可复制、可推广的制度样本，为全国统一电力市场建设探路。

为什么区域市场这件事难度这么高，值得拆开看一下五省区的结构。广东是全国用电量第一的负荷大省，用电结构以制造业为主、对电价与可靠性高度敏感；云南、贵州是西电东送的水电与煤电外送基地，电价洼地；广西、海南处在承接产业转移的负荷成长期。五省区之间既互补又互相提防——送端担心外送抬高本省电价，受端担心外来的电挤占本地电源的空间。把这样五个利益结构差异巨大的省份装进同一个出清池子，用同一套规则定一个统一价格，难点从来不在技术而在利益协调。16个月试运行本质上是一场超大规模的利益再平衡实验，转正意味着这套平衡机制被验证为可持续。

支撑这套平衡的物理底座是南方区域特有的电源与通道结构。云南水电富集，澜沧江中下游梯级电站群构成了西电东送南部通道的主力电源；贵州的煤电与水电互补外送广东多年；广西处在西电东送的通道与受端交汇处；广东作为全国最大的受端省份，东部沿海的核电、海上风电与西部来水共同构成多电源格局；海南则通过联网工程与主网相连。昆柳龙直流等特高压柔性直流工程让水电从云南到广东的千里传输具备可控性。这样的结构决定了区域市场必须回答的核心问题：送端的价格优势如何穿越通道抵达受端，通道紧张时谁优先使用——这正是输电容量竞价要接的接力棒。

把时间轴再拉宽一层，这次转正恰好嵌进2026年密集出台的制度拼图里：9月底的并网运行管理规定修订、10月中旬的现货市场基本规则修订征求意见、10月下旬的华东区域交易行为合规指引，加上此次南方区域市场转正，共同构成2027年1月1日前后全国统一电力市场制度体系的骨架。区域层面的转正为国家层面规则提供了实践输入——省间与省内市场如何融合、跨经营区通道如何定价、新型主体如何跨区域参与，南方都先跑了一遍。

二、三层市场如何咬合：压舱石、风向标与调节器

南方区域电力市场的运行框架是典型的三层结构，三层各自解决不同的问题，咬合在一起构成完整的价格发现链条。

第一层是中长期交易，定位压舱石。年度、月度、月内多周期连续运营，发电企业与售电公司、电力用户通过双边协商或集中交易锁定大部分电量与价格，为发用电双方提供收益与成本的确定性。第二层是现货市场，定位风向标。日前与实时两个时间尺度上全电源集中竞价、统一出清，形成分时价格信号——这是整个市场体系里信息含量最高的环节，新能源的边际成本特性、通道的阻塞状况、负荷的日内波动，全部折现在现货价格里。第三层是辅助服务市场，定位调节器。调频、备用等调节资源单独定价，为系统平衡买单。

三层咬合的关键在价格信号的传递方向：中长期合约锁定的是"量与价的风险敞口"，但结算时仍要以现货价格为基准做差价结算，因此现货价格是全体系的定价锚；辅助服务的费用回收则越来越多地通过现货与容量机制衔接。这套结构里最容易被低估的是"每天不间断交易"六个字——连续运营意味着价格信号每天刷新、市场主体每天面对真实的激励与约束，制度在真金白银里被打磨，这正是16个月试运行的价值所在。

把三层结构落到一张结算单上更容易看清咬合方式：一家签了中长期合同的发电企业，合同电量按合同价与零售用户结算，实际发电量与合同电量的偏差部分进入现货，按现货价格差价结算——中长期锁的是价格风险，现货收的是物理偏差的对价；新能源超发时段现货低价甚至负价，恰好激励发电商在签中长期时留足曲线弹性、激励用户侧把用电往低价时段搬。这套差价结算的默契是三层市场能同时运转的润滑剂，也是站内此前拆解现货规则修订时反复出现的线索：把储能、虚拟电厂这些没有传统出力曲线的主体写进同一张报价单，难的就是给它们找到合适的偏差结算位置。

三、核心增量：输电容量从"分配"走向"竞价"

本次转正真正的新机制，是跨经营区通道的输电容量竞价。要理解它的含义，先看它替代了什么。传统的跨省跨区通道使用，本质上是一种行政化配置：通道容量按送受电计划分配，电能量按协商价格或政府定价结算，通道本身不值钱——用多用少、什么时候用，不反映通道的稀缺程度。后果是两类：通道紧张时，真正愿意为通道付高价的交易用不上；通道闲置时，也没有价格信号去激励更多交易来填谷。

输电容量竞价把通道容量本身变成了交易标的：市场主体为"使用通道的权利"报价，价格高低反映通道紧张程度，竞价决定谁能用、用多少。这个机制在功能上接近国际市场的金融输电权（FTR）思路——把阻塞的稀缺性显性定价——但中国版本更偏向物理使用权的竞价配置。机制传导链条可以这样画：

为什么这一步对全国统一市场至关重要？因为省间壁垒的本质就是通道分配的非市场化。当通道容量可以竞价，省间交易的可行性就由市场价格而非行政协调决定——西南水电想驰援长三角、西北风光想直送大湾区，只要报出足够的价格就能拿到通道；反过来，通道容量费的收入也为电网扩建投资提供了市场化依据。跨经营区交易电量突破194亿千瓦时创历史新高，说明这条链路已经开始跑量。当然，机制细节——容量费的分配去向、与输配电价的衔接、金融化程度——还有待规则文本进一步披露，本文的拆解基于公开表述的机制方向。

国际经验可以提供一个参照系。美国PJM市场把输电容量做成了金融输电权（FTR），交易者持有FTR即可对冲阻塞费用，FTR拍卖收入成为电网收入的组成部分——金融化程度深，但2000年代也曾因拍卖定价失衡引发过市场风波。欧洲则用容量分配与阻塞收入（CRAC）框架，跨区容量按市场价格隐式分配，阻塞租金归输电系统运营商并用于电网投资。中国版本目前更接近物理使用权的竞价配置——不做金融化衍生，先让价格信号跑起来。这个选择稳健，但也意味着容量价值的发现深度受限于参与主体的风险对冲手段，未来是否引入容量权的二级流转，是值得留意的制度演化方向。

对新能源而言，容量竞价还有一层特别的含义。新能源的边际成本低、波动性高，过去跨省消纳更多靠政策性安排与临时协商；通道容量竞价之后，西部风光外送的可行性由价格直接决定——通道宽松时段外送成本下降，阻塞时段则自动把就地消纳、配储能的需求显性化。这与站内此前拆解的就近消纳定价机制形成呼应：一个用容量价格引导跨区配置，一个用接入红线引导就地平衡，两条线索拼起来才是新能源消纳的完整市场解。

四、数据账本：9000亿千瓦时背后的五个信号

南方电网披露的1至9月运行数据，值得逐项拆出信号。

信号一是市场化深度。1至9月市场交易累计电量近9000亿千瓦时，占全网售电量比例超七成——按此反推，五省区全网售电量约1.3万亿千瓦时（按近9000亿与超七成反推，本文估算），市场化率明显高于全国平均约六成的水平（近年公开数据口径）。售电量中每三度就有超过两度是市场价形成的，这是一个深度市场化的区域。

信号二是交易强度。日均出清电量约33亿千瓦时（9000亿除以273天，本文测算），最大单日出清超40亿千瓦时——峰值约为日均的1.2倍，说明出清规模平稳、没有出现极端波动，连续运营的稳定性经受过检验。信号三是绿色结构。新增售电量中四成由新能源提供，区域新能源发电利用率保持95%以上，新能源已成为全网第一大电源——在一个市场化区域里，新能源从"被照顾的对象"变成"第一大电源"，这本身就是市场机制消纳能力的证明。

信号四是主体扩容。经营主体注册突破29万家，从发电企业、售电公司、电力用户到新型储能、虚拟电厂，各类主体同台竞争。信号五是外延扩张：西南水电驰援长三角、西北风光直送大湾区，与国家电网经营区联动互通，跨经营区交易电量突破194亿千瓦时创历史新高；超过200家港澳台企业在五省区市场采购绿证128万个。区域市场的边界，正在从五省区向外延展。南方电网公司市场总监李敏虹对16个月试运行的总结是：市场经受住了真金白银的交易实践与多场景工况的历练，补齐了单一省份在能源资源储备、输电通道、灵活调节能力方面的短板。

五、128万个绿证：港澳需求进入区域市场

五项信号里最具延展性的是绿证。超过200家港澳台企业在南方五省区市场采购绿证128万个——按1个绿证对应1000千瓦时绿电的换算，这批采购对应12.8亿千瓦时绿电的环境权益。这个数字本身不算大（约占同期市场化交易电量的千分之一点四（本文测算）），但它的方向意义大于规模意义：绿证的买方从内地出口企业扩展到港澳台企业，意味着区域市场的绿色属性开始服务更大的经济圈，与"融合港澳"的规划直接呼应。

把这件事放进绿证供需的大背景里看：绿证核发已实现可再生能源电量全覆盖，供给端不再稀缺，稀缺的是需求侧的强制履约与自愿采购需求。港澳企业进场的意义在于给绿证市场增加了一类价格承受能力较强的国际化需求——这类需求对绿电的可追溯性、采购便利性敏感，而对价格的敏感度相对低，是绿证价格体系里最有价值的一层买方。区域市场若能把绿证采购做成港澳企业的标准化服务（与绿电交易、碳核算衔接），这块业务会成为交易机构与售电公司的新利润线。

绿证业务的经济性还取决于价格与绿电溢价的联动。绿电交易的用户支付的是电能量价加环境溢价，绿证单独采购买的是纯环境权益，两条通道的价格互为锚——绿电溢价高时企业倾向买绿证，绿证便宜时企业直接打包买绿电。港澳买家的进入给这个联动机制添了一层国际化需求：跨境企业的碳核算多按国际标准执行，对绿证的可追溯性与核发数据的规范性要求高，这反过来会倒逼绿证核发、核销与信息披露制度的完善。对南方区域而言，把绿证服务做成面向港澳的标准化产品，既是业务增量，也是制度输出的试验。

新能源利用率95%以上与第一大电源的表述，还需要一层冷静的注解：利用率口径是"发电利用率"而非"现货价格健康度"。高利用率可能与市场化消纳有关，也可能与局部保障性收购有关；南方区域现货里已经出现过的负电价申报（站内现货转正篇有专门拆解）说明，绿色结构的市场化消化仍然是一个持续的过程。第一大电源的位置，是成绩也是考验——风电光伏的边际成本特性会持续压低现货均价与峰谷结构，这正是容量竞价、辅助服务、绿证这些补充机制必须同步成长的原因。

把视角放宽到全国更能理解这次转正的时点含义：站内数据库口径（源自国家能源局公开统计，2026年8月）：全国风电光伏装机约19.92亿千瓦，占全国总装机41.03亿千瓦的48.6%——接近半壁江山。南方区域新能源成为第一大电源，是这一全国性结构变化在区域市场的显影。当新能源的装机与电量双双越过临界点，市场机制的设计目标就必须从"消纳为主"转向"定价为主"——转正恰好在临界点上发生，不是巧合，而是机制供给终于追上了结构变化。

六、下一步放开：29万主体的入场券扩容

转正之后市场往哪里走？南方电力调度控制中心总经理黄河给出的三个方向，值得逐条对应到主体利益上：电源侧持续丰富新型主体参与模式——新型储能、虚拟电厂、负荷聚合商等将在现货与辅助服务中获得更完整的品种序列；需求侧面向用户逐步放开规模——更多中小用户绕过目录电价直接进市场；调节资源侧容纳更多品类参与现货及辅助服务交易——可调节负荷、车网互动等新资源入场。

这三个方向叠加，等于29万家主体的入场券持续扩容。对发电企业，市场边界从省内扩到五省区再到跨经营区，定价权与客户选择权同步放大；对售电公司，客户池扩容与品种增多意味着商业模式从"赚批零价差"转向"组合服务"——代购电之外叠加绿证、需求响应、节能与碳核算服务；对新型储能与虚拟电厂，现货价格信号成熟与辅助服务品种丰富，是其收入模型从政策补偿转向市场收益的前提。转正不是终点，而是放开的起点——制度定型之后，扩容速度取决于规则细化的节奏。

落到售电公司的具体经营上，扩容改变的是收入结构的构成比例。当前的售电利润主要来自批零价差：从批发市场买入套餐化电量，卖给风险偏好低的中小用户，赚的是承担价格风险的服务费。转正后的扩容路径有三条：一是跟随需求侧放开下沉客群，把目录电价用户转化为市场用户，吃渗透率红利；二是叠加绿色服务，把绿证代采、绿电套餐做成标准品，赚环境权益的通道费；三是向调节资源代理延伸，聚合用户的可调节负荷参与需求响应与辅助服务，赚取分成。三条路径的门槛依次抬高，对应的能力从销售走向技术与风控——售电行业的分化会在未来两三年里加速。

新型主体的商业模型同样在转正后获得闭环。一家虚拟电厂聚合商业楼宇的空调、充电桩与分布式光伏，过去收入主要靠需求响应补贴，单价低且不确定；当现货分时价格与辅助服务品种足够丰富，它可以通过日前申报负荷曲线、在实时市场卖出偏差价值，把聚合调节能力变成可复制的收入线。新型储能同理：现货价差加辅助服务加容量补偿的收入组合，比单一机制下的收益更稳。南方区域此前已有多家虚拟电厂与独立储能进入现货结算的案例，转正后规则定型，这类业务的扩张速度取决于放开规模的节奏——这正是黄河所说的需求侧逐步放开规模的产业含义。

七、行业账本（一）：区域市场生态的利润池

区域市场本身不直接产生利润，但它重塑生态里每一层的利润来源。按价值链从上往下数：

发电侧的利润池来自电量溢价与调节收益：全电源同台竞价后，低成本水电、核电的电量价值被充分定价，煤电从电量主力转向容量与调节价值，新能源则通过绿证与中长期合约把绿色属性变现。售电侧的利润池是本文测算重点：五省区年化市场化电量约1.2万亿千瓦时（1至9月9000亿千瓦时年化，本文估算），零售通道电量按其中一半估计约6000亿千瓦时，售电公司零售毛利按每千瓦时0.6至1.5分的三档假设（与后文表1同口径），区域售电毛利池约在36亿至90亿元的量级——这还只是存量批发零售价差生意，若叠加绿证代采、需求响应代理与能效服务的增值收入，池子还能再厚一层。

交易与技术服务侧的利润池正在显形：29万家主体背后是信息披露、结算核对、报价辅助、合规风控的持续需求，现货规则修订与合规指引（站内华东合规篇拆解过73项行为清单）进一步把合规能力变成刚性支出。再把技术服务与绿证服务两类衍生收入合计按售电毛利池的两到三成估计（约10亿至30亿元，本文推演），南方区域市场生态的年利润池约在45亿至120亿元区间。

生态里还有一类容易被忽略的准公共角色：交易机构。广州电力交易中心的运营经费按成员分摊与服务收费结合的模式运转，不追求盈利，但其信息披露与数据服务的外溢价值巨大——每天刷新的出清价格、阻塞数据、主体行为数据，是售电公司报价模型、新能源功率预测、金融风控模型的基础原料。区域市场转正后信息披露制度的完善程度，直接决定第三方数据服务与咨询服务这个衍生市场的厚度。监管侧同样在加密度：行为合规指引、风险防控办法等制度把合规变成主体的刚性支出，这块合规科技市场在华东已现雏形（站内华东合规篇测算过11亿至35亿元的推演区间），南方区域的可比空间值得跟踪。

八、行业账本（二）：集中度——售电侧与技术侧的CR3

集中度看两个截面。截面一是售电侧：广东是南方区域售电市场最成熟、竞争最充分的省份，公开研究口径下头部售电公司的市场份额（CR3）大致在两成上下（不同口径15%至25%不等，本文取整表述为推演值）——相比发电侧的自然集中，售电侧是一个典型的分散竞争市场，29万家主体的扩容方向也是继续压低集中度。对头部售电公司，转正后的策略是横向复制到桂黔滇琼四省区；对中小售电公司，则要靠垂直行业客户与服务差异化求生。

截面二是技术支持系统侧：区域市场每天不间断出清，交易与调度技术支持系统的供应商高度集中，市场公开中标信息口径下，南瑞集团、中电普华等主要玩家合计份额（CR3）约在六到八成（本文按公开中标信息的推演口径）——这一层的集中度远高于售电侧，且随规则复杂化（容量竞价、新型主体品种）持续加深。把两个截面放在一起看：越靠近技术与规则复杂的环节集中度越高，越靠近客户服务的环节越分散——这是电力市场生态的普遍结构，区域转正会让两条曲线都更陡。

发电侧的集中度也应交代一句：南方区域电源结构里，水电以澜沧江、红水河等流域梯级开发为主体，集中在少数流域公司手中；核电集中在中广核与中核两大集团；煤电则是五大发电集团与地方能源集团的混合格局。若按可控装机口径做一个粗略推演，五省区发电侧前四大主体的份额大致落在三到四成区间（本文按公开装机结构的推演，无权威统计口径可比）——显著低于调度与交易技术系统的集中度，又显著高于售电侧。整个生态从上游到下游呈现出一条清晰的集中度递减曲线：越靠近资产与系统核心越集中，越靠近客户界面越分散。

九、行业账本（三）：2030年的三档情景

把转正后的五到四年放进三档情景，测算两个最可观察的市场规模：区域零售毛利池与输电容量竞价价值。假设链条全部显式给出：

表1：南方区域市场2030年三档情景。零售毛利池=市场化电量×零售毛利假设；容量竞价价值=跨经营区电量×容量价值0.012/0.020/0.030元每千瓦时；电量增长按2026年化约1.2万亿千瓦时外推，全部为本文推演。

情景表有两个值得标注的口径提醒。其一，零售毛利池是全区域售电公司合计的概念，不是单个公司的市场空间；29万家主体里，能吃到这个池子大部分份额的可能只有几百张售电牌照。其二，容量竞价价值（3至18亿元每年）看似很小，但它的重要性不在金额而在信号——它决定跨经营区投资与省间交易的方向，是所有电量情景的上游变量。若未来容量权允许二级转让或金融化，这个数字的弹性会打开一个数量级。

单日最大出清超40亿千瓦时这个峰值数字，还有一层值得解读：它与日均约33亿千瓦时的比值只有1.2倍左右，说明区域市场的出清规模已经进入平稳运行区间，而不是靠个别交易日撑起的数字。平稳的出清节奏对经营主体的意义是可预期性——报价策略、风险对冲、结算管理都建立在市场每天深度足够的前提上。转正后交易频次还会继续提升，分时颗粒度与品种扩容会进一步摊平单日波动，这正是从试运行迈向正式运行最容易被低估的运营价值。

29万家经营主体的构成也值得看一眼结构：其中绝大多数是进入市场购电的电力用户，真正的售电公司数以百计、发电企业数以千计，新型储能与虚拟电厂还在从试点走向规模的路上。主体数量的膨胀意味着两件事：一是交易机构与电网企业的服务边界要跟着扩——注册、结算、信息披露的服务量级完全不同于省级市场时代，广州电力交易中心的运营能力本身就是区域市场的基础设施；二是行为监管的覆盖面要下沉，29万家主体的合规水位决定了市场秩序的底色，头部主体守规则不等于市场守规则，这正是行为合规类制度迟早从区域样本走向全国适用的原因——市场做大之后，秩序本身就是基础设施。

十、行业账本（四）：通道、来水与规则衔接的四类风险

第一类是通道扩建与阻塞风险。容量竞价的价值依赖通道容量的稀缺性：若西电东送与省间联络线扩建滞后，持续高企的容量价格会推高跨区交易成本；若扩建超前，容量价值又会塌缩。电网投资决策从行政规划转向"价格信号+规划"双轮，节奏匹配是新机制最大的不确定性。第二类是来水与供给波动风险。云南水电在南方区域的电量结构里权重极高，来水丰枯直接影响区域价格中枢与跨区交易方向——丰水年西南水电外送挤压省内煤电，枯水年区域价格抬升、依赖跨经营区采购，容量竞价价格会放大这种波动。

第三类是规则衔接风险。南方区域市场与国家电网经营区的联动（跨经营区交易194亿千瓦时）目前仍以点对点协商为主，两套规则体系之间的价格信号传导、结算衔接、责任划分还没有完全制度化；"融入全国"的路径里，规则摩擦是最慢的变量。第四类是跨境与政策变量。联合澜湄区域的电力市场设想涉及跨境交易定价、汇率结算与地缘政策，进展节奏超出纯市场因素的控制；对参与主体而言，跨境业务是期权而非基本盘。此外还要补一句监管维度：市场规模越大、主体越多，行为合规与市场操纵防控的监管密度就要同步加码——华东合规指引与电力市场风险防控办法（站内均有专篇拆解）将逐步在南方区域适用，合规成本是所有主体的共同分母。

十一、边界与局限

本文的分析边界需要言明四点。其一，数据口径：所有运行数据来自南方电网公司与官方媒体在转正当日的披露，为1至9月的阶段性口径，全年数据与分省结构未披露，涉及反推的量（全网售电量、年化电量、零售电量占比）均已标注本文估算。其二，机制细节：输电容量竞价的出清时序、结算规则、费用分配去向未见规则全文，本文的机制拆解基于公开报道的方向性表述，具体以正式交易规则为准。其三，推演假设：三档情景中的电量增长、零售毛利、容量价值参数均为本文假设，未做省际分摊，不能作为投资测算直接引用。其四，本文不涉及南方区域市场与港澳、澜湄跨境交易的制度细节，该方向的政策变量多，本文仅作定性提示。

十二、结语：三个观察指标

跟踪南方区域市场转正后的成色，建议盯三个指标。第一个是跨经营区交易电量的斜率：194亿千瓦时是转正前的历史新高，若2027年上半年保持每半年两位数增长，说明通道竞价机制真正降低了跨区交易的制度成本；若原地踏步，则要回头检查规则摩擦。第二个是新型主体的现货参与度：虚拟电厂与新型储能的现货申报量、辅助服务收益占比——这是判断"调节资源侧容纳更多品类"承诺兑现度的硬指标。第三个是绿证采购的买家结构：128万个绿证里港澳台买家的复购率与单家采购量，决定区域市场能否长出服务大湾区的绿色金融业务线。

区域市场转正的真正含义，是全国统一电力市场第一次有了一个完整的、经过压力测试的区域实现样本。省间壁垒的破除从来不是一次文件宣示，而是每天33亿千瓦时的出清、每一次容量竞价的价格、每一个新型主体的申报单累积出来的。南方的这16个月，值得每一个准备进入全国统一市场的主体逐条研究。