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。但是在之前他们只关心生产，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，电力保供的供热机组还必须开，这样就产生了一些矛盾。要消纳新能源，我们感觉任务非常艰巨。

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营利的唯一途径，电厂就反映存在各种困难，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，提高他们的参与积极性呢？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，我们全国的规模超过了世界上任何一个国家。我们需要建立统一的跨区跨省规则，这个规则需要能够跟各省份衔接，既能够保证各省份的电力供应安全平衡，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，新能源交易大厅。这家新能源企业，是最早进入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%。一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。他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3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，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。

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，成为调度各方资源的指挥棒。邹鹏发现，2021年至2024年，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。

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：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”与“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。