截至2024年底，國家能源局一組數據劃破十年時光 —— 全國市場化交易電量達 6.2 萬億千瓦時，較 2015 年新電改啟動時激增 5 倍，占全社會用電量的 63%。這場始于 “管住中間、放開兩頭” 的系統性變革，正以市場化之力重構 14 億人的用電圖景。

從 “計劃電” 到 “市場電”：三個階段的破繭之路

十年前，當《電改 9 號文》撕開電力壟斷的口子時，全國市場化交易電量僅占 17%，電網統購統銷的格局下，電價 “只漲不跌” 的預期根深蒂固。如今，81.6 萬家市場主體（較 2016 年增長 20 倍）在 “中長期 + 現貨 + 輔助服務” 的多層次市場中博弈，電價 “能漲能跌” 的機制逐漸深入人心。

改革分三階段遞進：2002-2015 年 “廠網分離” 打破壟斷，2015-2022 年市場化發現 “時空價值”（如廣東首創現貨市場），2022 年至今探索 “調節價值”—— 火電靈活性改造、儲能虛擬電廠入場，讓電力從 “商品” 升級為 “服務”。香港中文大學趙俊華教授參與設計的南方區域現貨市場，通過 96 時段競價，使云南水電在廣東高峰時段溢價 15%，跨省跨區交易規模十年增長 10 倍。

新能源消納的 “市場解法”：50% 綠電靠 “無形之手”

內蒙古的風電場、青海的光伏板，如今不再依賴行政命令消納。2024 年，超 50% 的新能源電量通過市場化交易找到 “婆家”，綠證綠電交易激增 364%，相當于 1.2 億噸標煤的減排量被市場定價。在新疆，光伏企業通過現貨市場 “低價時段儲電、高價時段賣電”，收益率提升 22%，棄光率降至 2% 以下。

這種轉變源于機制創新：四川水電與江蘇負荷通過省間現貨市場 “時空配對”，解決了 “白天棄水、夜間缺電” 的矛盾；山東允許工商業用戶自主選擇 “峰谷電價” 或 “固定電價”，2024 年迎峰度夏期間，2000 家企業主動錯峰，削減高峰負荷 120 萬千瓦。正如廣東珺樺能源華棟所言：“市場不是簡單的買賣，而是讓每一度電的環境價值、調節成本都被看見。”

保供穩價的 “中國答卷”：電價低于全球 60% 經濟體

面對全球能源危機，中國電價的 “穩定錨” 愈發凸顯。2024 年，居民電價僅為全球 50 國平均的 32%，工商業電價 39%，在歐洲電價同比上漲 40% 的背景下，我國通過中長期合同（占市場化電量 90%）鎖定 80% 以上用能成本。云南某工業硅企業負責人算過賬：參與市場化交易后，噸耗電成本從 0.58 元降至 0.49 元，全年節約電費 1200 萬元。

這種穩定源于 “雙輪驅動”：一方面，輸配電價改革讓電網盈利從 “購銷價差” 轉向 “過網費”，2024 年全國輸配電價平均降低 0.012 元 / 度；另一方面，現貨市場的 “價格信號” 倒逼效率提升 —— 江蘇某電廠通過負荷預測優化，將機組啟停成本降低 35%，在現貨市場中實現邊際收益增長。

下一個十年：從 “有沒有” 到 “好不好” 的躍遷

站在 63% 的新起點，改革向更深水區挺進。2025 年《新型電力系統行動方案》明確，2027 年前將建成全國統一電力市場，推動 “電碳協同”—— 廣東已試點將碳排放權納入電力競價，寧夏探索 “綠電 + 碳匯” 交易。同時，8000 萬家庭的 “虛擬電廠”、千萬千瓦級的 “儲能銀行” 正成為新主體，浙江某社區通過空調負荷聚合，實現 15 秒級響應，單次調峰收益超 50 萬元。

十年電改，不僅是數字的躍升，更是治理邏輯的嬗變。當內蒙古的風電通過市場化交易點亮上海的燈火，當四川的水電在現貨市場中 “錯峰生金”，中國正在證明：市場化不是簡單的 “漲價降價”，而是通過機制創新，讓電力這一基礎能源，既能保民生底線，又能撐產業升級，更能扛雙碳使命。這場沒有終點的改革，終將在 “無形之手” 與 “有為政府” 的共舞中，書寫能源強國的新篇章。