截至2024年底，我国新能源发电装机容量首次超过了火电装机规模，能源结构转型成绩斐然。但事实上，这个转变并不容易。新能源清洁但不稳定，现有条件下，电网的安全运行还需要传统能源来调节。如何让新能源和传统能源以统一的规则参与市场交易，实现电力资源在更大范围内的优化配置，就需要建立全国统一的电力市场。目前，我国统一电力市场建设正在纵深推进中。山西是传统的能源大省，较早进行了电力市场改革，我们一起来看一看，在这场变革中，它们经历了什么？又改变了什么？
每天下班前，山西运城风陵渡电厂都要进行一次策略会。他们要根据当天电价收盘信息和整体用电环境来预估第二天电厂的报价与发电量。从只盯着锅炉到盯盘电价，陈化军经历了工作职责上的转变，也见证了这座火电厂的起起伏伏。风陵渡电厂运行了18年，是晋南地区的“电力心脏”，承担着保障运城电力和供暖的重任。但到了2015年左右，随着新能源的发展，火电厂的发电量大幅下降。
当时，全国并没有形成统一的电力市场。各地区之间有壁垒，资源不能自由流动。电价固定，发多少电、送往哪里都依靠行政命令进行统筹调度。2015年前后，为保障新能源的发展，国家密集出台了多项政策和配套文件，减缓火电机组增长趋势，确保新能源优先上网。
新能源发出的电必须立刻上网用掉。尽管国家政策要求各省优先保障新能源上网，但在当时系统调节能力不足的情况下，很多省无法消纳这些新能源电量。不能按预测满负荷发电，成为了当时新能源企业遇到的普遍难题。山西是传统能源大省，2015年左右新能源装机只占全省总装机量的11%，但是随着新能源的快速发展，也面临新能源消纳难题，尤其是在冬季必须要靠火电保障供暖时更为突出。
山西省能源局二级巡视员杨仁泽：“尤其在春节期间，（工业）用电负荷下降，我们电力保供的供热机组还得必须要开，这样就产生了一些矛盾。那么要消纳新能源，我们感觉这个任务非常艰巨。”
与此同时，国家对于新能源企业的补贴将逐渐退坡，补贴退坡叠加消纳风险，让不少新能源企业放缓了投资步伐。
那么，是否能够直接关停火电，全部发展新能源呢？答案是否定的。由风、光资源转化而来的新能源，发电靠天吃饭，并不稳定。这条如同心电图一样波动的曲线就是电网的安全线，工作人员要保障的，是波动不会大幅偏离中心线。从前，电网运行靠火电、核电、水电，输出功率相对稳定。但自从风、光新能源参与进来，且占比越来越大以后，这个不稳定的新成员给电网安全运行带来的安全隐患呈指数级增长。在现有技术条件下，就必须由传统能源来做电网安全运行的“压舱石”。当新能源大发时，需要减少传统能源发电量，而到了新能源不足时，则需要传统能源顶上。在国家电网山西省电力公司从事电网调度工作的邹鹏，对火电和新能源之间的矛盾体会更为深刻。
国网山西省电力公司电力调度控制中心现货市场处处长邹鹏：“磨破嘴皮子，因为让出发电空间，意味着火电厂收益和发电量的双重减少，而这对于企业来说是它营利的唯一途径，电厂就反映它存在各种困难，难以执行。”
一面是传统电厂困难重重，一面是新能源企业的信心不足，但是，能源转型发展的要求又异常紧迫。山西面临的矛盾一定程度上也反映了全国的困境。如何能够既提振新能源企业的投资信心，加速新能源发展，又保障传统能源稳定保供，提高它们的参与积极性呢？大家发现，只有形成统一的电力市场，才能解决这个难题。
电力规划设计总院党委常委、副院长刘世宇：“我们必须构建一个市场机制，来发现各类电源品种的真实价值，价格将是一个决定性的指挥棒，让各类电源能够根据价格信号采取它相应的市场行为；我们还要扩大市场范围，构建全国统一的电力市场。这样我们能够促使电能量在更大范围内优化配置。”
2015年，我国新一轮电力体制改革启动，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》提出进行市场机制改革的重要任务。以山西、甘肃为代表的一些省份开始了电力现货交易试点，在国家电网经营区域内，覆盖26个省、自治区、直辖市的省间交易系统也随后开始搭建。
北京电力交易中心副总经理李竹：“确实是一件史无前例的事，应该来说我们全国的规模超过了世界上其他任何一个国家。我们需要建立统一的跨区跨省规则，这个规则要能够跟各省（区）衔接，既能够保证各省（区）的电力供应安全平衡，同时还要实现能源资源大范围的优化配置，这个难度相当大。”
2021年，国家电网的新一代省间交易系统初步搭成。如今，每月近2800笔跨省交易在这里进行。山西省借此机会扩大了外送范围，青海、西藏等23个省、自治区、直辖市都与山西有了电力交易。
在一家新能源公司里，记者发现了一个很有意思的地方，叫作新能源交易大厅。这家新能源企业是最早进入到省间电力现货交易市场中的尝鲜者之一，他们专门成立了一个部门来参与电力交易。26个省、自治区、直辖市数万家发电和用电企业在这个市场中进行价格和电量的博弈，新能源的消纳不再局限于省内，而是有了一个更广阔的空间。
新能源除了发电的价值，它们还具有环境属性。很多企业出于减碳需求，需要使用绿电。交易市场专门设立了绿电交易，为新能源企业开辟了另一个盈利空间。随着省间市场的扩大，绿电交易量也越来越大。2024年，这家企业就购买了1076万千瓦时清洁能源，占到了整体用电量的72%。这份来自山西的绿电证书就是购买证明，记录了电量、来源等数据。
据了解，2024年，全国绿电交易电量达2336亿千瓦时，同比增长235%。杨晓东给记者看了一幅他们企业的装机规模趋势图，2021年开始，国家取消对新能源的补贴，在2020年时，有一批新能源抢装潮。但此后，新能源装机并没有因补贴取消而减少，反而稳步上升。
而在新能源企业高歌猛进之时，传统能源企业并没有因为市场化而发展受阻。在市场化过程中，火电企业找到了自己另一个角色。它们在高电价时全力发电，而在新能源大发时，则主动协同配合新能源保障电网安全，从中赚取一定程度的“服务费”和差价。在风陵渡电厂，记者看到，下午三点时，新能源依旧是发电主力，火电厂只出力不到三分之一，陈化军却一点儿也不着急。
陕煤电力运城有限公司分管经营副总经理陈化军：“我们反而很高兴，原因是什么呢？我们在新能源大发的情况下，我们赚取中长期量价的偏差来获取收益。”
这些不断跳动的数字、K线图，最真实地反映出了电力供需形势，也代替过去行政的“手”，成为了调度各方资源的指挥棒。邹鹏发现，从2021年到2024年期间，由于中午时段新能源大发，电价较低，用户端的使用高峰期已经部分向中午时段转移。
邹鹏：“这也是原来计划模式下无法实现的效果，原来电力调度难以安排用户行为的转变，降低了全社会的投资成本。”
据了解，2024年，我国全社会用电量的63%都来自于市场化交易电量。其中，跨省跨区市场化交易电量在2024年达到1.4万亿千瓦时，比2016年增长十多倍。得益于电力市场的建设，传统能源大省山西的新能源装机占比从2015年底的11%增长到了2024年底的42%以上，预计到2025年底将接近50%，能源结构发生了巨大变化。与此同时，截至2024年底，我国以风电、太阳能发电为主的新能源装机规模首次超过火电装机规模，抽水蓄能、新型储能也大量上马，能源绿色转型步伐持续加快。今年年初，国家发展改革委、国家能源局共同发出通知，要求所有新能源全部进入市场交易，这意味着，交易规则将会迎来更多变化，挑战更多。如今，全国统一电力市场建设正在向纵深推进。
2025年全国统一电力市场即将初步建成，这不仅是能源资源配置方式的革命，更是治理能力现代化的深刻实践，它让“无形之手”和“有形之手”协同发力，让“风光水”和“煤油气”各展所长，让企业从“被动接受”转向“主动选择”，也让绿色低碳从理念转化为了真金白银的市场价值。