截至2024年底，国家能源局一组数据划破十年时光 —— 全国市场化交易电量达 6.2 万亿千瓦时，较 2015 年新电改启动时激增 5 倍，占全社会用电量的 63%。这场始于 “管住中间、放开两头” 的系统性变革，正以市场化之力重构 14 亿人的用电图景。

从 “计划电” 到 “市场电”：三个阶段的破茧之路

十年前，当《电改 9 号文》撕开电力垄断的口子时，全国市场化交易电量仅占 17%，电网统购统销的格局下，电价 “只涨不跌” 的预期根深蒂固。如今，81.6 万家市场主体（较 2016 年增长 20 倍）在 “中长期 + 现货 + 辅助服务” 的多层次市场中博弈，电价 “能涨能跌” 的机制逐渐深入人心。

改革分三阶段递进：2002-2015 年 “厂网分离” 打破垄断，2015-2022 年市场化发现 “时空价值”（如广东首创现货市场），2022 年至今探索 “调节价值”—— 火电灵活性改造、储能虚拟电厂入场，让电力从 “商品” 升级为 “服务”。香港中文大学赵俊华教授参与设计的南方区域现货市场，通过 96 时段竞价，使云南水电在广东高峰时段溢价 15%，跨省跨区交易规模十年增长 10 倍。

新能源消纳的 “市场解法”：50% 绿电靠 “无形之手”

内蒙古的风电场、青海的光伏板，如今不再依赖行政命令消纳。2024 年，超 50% 的新能源电量通过市场化交易找到 “婆家”，绿证绿电交易激增 364%，相当于 1.2 亿吨标煤的减排量被市场定价。在新疆，光伏企业通过现货市场 “低价时段储电、高价时段卖电”，收益率提升 22%，弃光率降至 2% 以下。

这种转变源于机制创新：四川水电与江苏负荷通过省间现货市场 “时空配对”，解决了 “白天弃水、夜间缺电” 的矛盾；山东允许工商业用户自主选择 “峰谷电价” 或 “固定电价”，2024 年迎峰度夏期间，2000 家企业主动错峰，削减高峰负荷 120 万千瓦。正如广东珺桦能源华栋所言：“市场不是简单的买卖，而是让每一度电的环境价值、调节成本都被看见。”

保供稳价的 “中国答卷”：电价低于全球 60% 经济体

面对全球能源危机，中国电价的 “稳定锚” 愈发凸显。2024 年，居民电价仅为全球 50 国平均的 32%，工商业电价 39%，在欧洲电价同比上涨 40% 的背景下，我国通过中长期合同（占市场化电量 90%）锁定 80% 以上用能成本。云南某工业硅企业负责人算过账：参与市场化交易后，吨耗电成本从 0.58 元降至 0.49 元，全年节约电费 1200 万元。

这种稳定源于 “双轮驱动”：一方面，输配电价改革让电网盈利从 “购销价差” 转向 “过网费”，2024 年全国输配电价平均降低 0.012 元 / 度；另一方面，现货市场的 “价格信号” 倒逼效率提升 —— 江苏某电厂通过负荷预测优化，将机组启停成本降低 35%，在现货市场中实现边际收益增长。

下一个十年：从 “有没有” 到 “好不好” 的跃迁

站在 63% 的新起点，改革向更深水区挺进。2025 年《新型电力系统行动方案》明确，2027 年前将建成全国统一电力市场，推动 “电碳协同”—— 广东已试点将碳排放权纳入电力竞价，宁夏探索 “绿电 + 碳汇” 交易。同时，8000 万家庭的 “虚拟电厂”、千万千瓦级的 “储能银行” 正成为新主体，浙江某社区通过空调负荷聚合，实现 15 秒级响应，单次调峰收益超 50 万元。

十年电改，不仅是数字的跃升，更是治理逻辑的嬗变。当内蒙古的风电通过市场化交易点亮上海的灯火，当四川的水电在现货市场中 “错峰生金”，中国正在证明：市场化不是简单的 “涨价降价”，而是通过机制创新，让电力这一基础能源，既能保民生底线，又能撑产业升级，更能扛双碳使命。这场没有终点的改革，终将在 “无形之手” 与 “有为政府” 的共舞中，书写能源强国的新篇章。