2023年我国电力市场趋势与展望

电力改革浪潮席卷而至，2023年，是我国新一轮电力体制改革开展的第8年。

8年来，我国电力市场化改革初见成效，多元竞争格局初步形成，电力的商品属性进一步显现，市场优化配置资源的作用增强，市场化交易电量大幅提升。2023年我国电力改革将加速迈入深水区，着力破解电力市场的重点难点，全国统一电力市场体系加快建设、省级现货市场实现全覆盖、绿电绿证交易全面提速……2023，新一轮省级电网输配电价或将公布，更多新型储能也将成为市场主体，售电企业差异化服务将成为主流。

（来源：北极星售电网 作者：Rosa）

全国统一电力市场体系加快建设

当前，我国正加快建设全国统一电力市场体系。2022年1月，《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（下称指导意见）正式发布，提出了健全多层次统一电力市场体系的具体要求，鼓励在承接国家区域重大战略的地区建设区域电力市场。意见提出，2025年，我国统一电力市场将初步建成，其中国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计。到2050年，统一电力市场体系基本建成，实现国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易。

如今指导意见已经发布一年的时间，建设全国统一电力市场的步伐正在加快。

2023年，国网区域各省份都将在统一电力市场体系建设中加快步伐。从各地发布的2023年能源相关规划可以看到，深化电力市场改革、统一电力市场体系建设，被列入年度重点任务之一。如辽宁计划构建东北区域能源交易中心，山西将主动参与全国电力现货交易规则制定和区域电力市场建设……

2023年，南方区域电力市场将进入调电试运行阶段，实现电力资源的优化配置。南方区域电力市场将形成跨省与省内联合运营的统一大平台，开展多品种、高频率的跨区、跨省电力交易。

新一轮省级电网输配电价即将公布

目前我国第三监管周期输配电价定价已经全面开展，将于今年公布。

输配电价改革是新一轮电改的重要组成部分，是“管住中间”的关键举措，目的是打破电网的垄断，为电力价格市场化奠定基础。

2015年以来，按照党中央和国务院决策部署，国家发改委会同有关部门全面推进输配电价改革，开展首轮输配电成本监审，取得了积极成效。通过严格成本监审，共核减不应纳入输配电定价成本的不相关、不合理费用约1284亿元，改革红利全部用于降低实体经济用电成本。通过健全独立输配电价体系，推动电价市场化程度显著提高，我国电力市场化交易比重由改革前的14%，提高至2022年的60.8%，有效促进了电力资源合理配置。

2019年国家发改委全面组织开展新一轮输配电成本监审，监审范围包括全国除西藏以外30个省份的省级电网和华北、华东、东北、西北、华中5个区域电网，监审期间为第一监审周期后一年度至2018年度。其中，省级电网成本监审委托电网公司所在地的省级价格主管部门具体负责监审；区域电网成本监审委托区域范围内相关省级价格主管部门联合监审。

2020年9月，国家发改委发布《关于核定2020～2022年省级电网输配电价的通知》，公布了33个省级电网输配电价表，自2021年1月1日起执行。这是省级电网第二监管周期输配电价，标志着我国输配电价监管体系基本完善。与第一监管周期相比，第二监管周期输配电价核定在诸多方面取得了重要突破，表现为“一个全面、三个首次”，即全面完善了定价规则，规范了定价程序，实现了严格按机制定价；首次实现了对所有省级电网和区域电网输配电价核定的一次性全覆盖，首次核定了分电压等级理论输配电价，首次将“网对网”外送输电价格纳入省级电网核价。第二监管周期输配电价核定，积极运用降价空间，进一步理顺了输配电价与目录销售电价的关系，为扩大市场化交易规模创造了更好条件；进一步优化了输配电价结构，缩小了交叉补贴，为下一步相关政策完善奠定了基础；进一步解决了部分历史遗留问题，疏导了多个省份存在的电价矛盾；进一步实现了输配电价水平的稳中有降，多数省份聚焦降低大工业输配电价。同时，充分考虑外送电省份实际情况，制定了合理的外送电输电价格，将有力促进电力资源在更大范围内优化配置。

2022年5月，国家发改委部署开展第三监管周期输配电定价成本监审实地审核工作，第三监管周期成本监审范围包括33个省级电网和6个区域电网，监审期间为2019年度至2021年度。

虽然目前最新一轮全国省级输配电价尚待发布，但局部地区已经先行出台试行的输配电价。新疆生产建设兵团发改委已经以第八师兵团作为试点，发布了《兵团发展改革委关于核定2022~2025年第八师电网输配电价（试行）的通知》（兵发改价格规〔2022〕174号）。

对于业内较为关心的第三监管周期输配电价如何监审？国家发改委在2022年发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》中显示，“强化电网输配电准许收入监管，推动电网企业输配电业务和购售电业务分开核算，妥善处理政策性交叉补贴。提升跨省跨区输电价格机制灵活性，探索跨省跨区交易按最优路径组合等方式收取输电费用。”可以看到，电网企业输配电业务和购售电业务分开核算将成大势所趋，进一步剥离电网企业竞争性业务和非竞争性业务。

省级现货市场全覆盖

2023年，我国省级现货市场有望实现全覆盖。主要表现在首批试点陆续进入长周期结算试运行，第二批试点陆续开展模拟试运行，非试点地区也相继出台现货方案。

作为建设全国统一电力市场体系的重要布局之一，电力现货市场的试点正在加快铺开。首批电力现货试点南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃8个地区于2017年敲定、2019年6月底全面启动模拟试运行，此后相继推进按周、按月、按季度、按年连续结算。

2021年4月第二批现货市场公布于众，上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北6省市被列入。目前以第一批、第二批为代表的现货试点省份顺利完成从日、周到月不同时间维度和多种复杂场景的结算试运行，最长连续运行时间已超过500天。

目前，国家电网经营区已有20个省级电网开展了现货市场试运行。南方区域电力现货市场成功开展调电试运行。整体来看，省级现货市场中，广东、福建、山西、甘肃连续试运行时间已超过一年；第二批现货试点均已完成电力现货市场模拟试运行，其中江苏完成结算试运行，安徽完成调电试运行；非试点地区全面启动电力现货市场建设，正在研究完善运行规则和筹建技术支撑系统。

进入2023年，广东、山西等地连续结算试运行依然在进行中，年内也将有更多省级现货试点进入到长周期结算试运行。随着越来越多的省份进入长周期结算试运行，可以预见，现货交易品种日趋丰富、交易频次日渐增多，火电/新能源企业、售电公司与大用户面临的交易挑战越来越大。

同时，省间电力现货交易连续结算试运行将在2023年继续开展，根据北京电力交易中心发布的《关于继续开展省间电力现货交易连续结算试运行的通知》显示，计划自2023年1月1日继续开展连续结算试运行，省间现货市场连续结算试运行将继续执行《省间电力现货交易规则（试行）》。市场主体每个工作日申报次日省间日前现货交易，每周五申报后三天省间日前现货交易，节假日按实际情况开展。市场主体每日申报当日的省间日内现货交易。

绿电绿证交易全面提速

近两年来，新能源入市交易迎来更多利好，在《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》中提到，到2030年，新能源将全面参与市场交易。可以看到，新能源全面进入电力市场已经步入提速阶段。

根据国家能源局公布的数据显示，我国可再生能源呈现发展速度快、运行质量好、利用水平高、产业竞争力强的良好态势。2022年全国风电、光伏发电新增装机突破1.2亿千瓦，创历史新高，带动可再生能源装机突破12亿千瓦。全年可再生能源新增装机1.52亿千瓦，占全国新增发电装机的76.2%，已成为我国电力新增装机的主体。

2022年我国风电、光伏发电量首次突破1万亿千瓦时，达到1.19万亿千瓦时，随着新能源发电量占比不断提升，高质量发展需要更加重视消纳工作。在我国“双碳”战略目标下，能源结构转型升级已成大势所趋。加之绿色能源相关政策法规相继出台，绿色电力发展已全面提速。北京电力交易中心预测，2023年绿电绿证交易机制得到进一步完善，交易规模将取得新突破。预计2023年国家将完成绿电交易超500亿千瓦时，完成绿证交易超500万张。

国家能源局数据显示，2022年，全国可再生能源总装机超过12亿千瓦，水电、风电、太阳能发电、生物质发电装机均居世界首位。其中，风电装机容量约3.7亿千瓦，同比增长11.2%；太阳能发电装机容量约3.9亿千瓦，同比增长28.1%。

新能源市场化占比稳步提升。2020年到2022年，新能源市场化交易电量分别为1317.80亿千瓦时、2136.57亿千瓦时、3464.94亿千瓦时，分别占新能源交易电量的24.13%、28.28%、38.42%。同一时期，新能源市场化交易价格也逐年升高。近三年国网经营区光伏市场化交易价格分别为0.141元/千瓦时、0.221元/千瓦时，0.235元/千瓦时。

进入2023年以来，我国发布的文件以及相关会议，都对绿电、绿证交易做出安排：

2023年2月15日，国家发改委、财政部、国家能源局联合下发《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》中明确，稳妥推进享受国家可再生能源补贴的绿电项目参与绿电交易，更好实现绿色电力环境价值。

文件规定，享受国家可再生能源补贴的绿色电力，参与绿电交易时高于项目所执行的煤电基准电价的溢价收益等额冲抵国家可再生能源补贴或归国家所有；发电企业放弃补贴的，参与绿电交易的全部收益归发电企业所有。由国家保障性收购的绿色电力可统一参加绿电交易或绿证交易。绿电交易产生的溢价收益及对应的绿证交易收益等额冲抵国家可再生能源补贴或归国家所有。享受国家可再生能源补贴并参与绿电交易的绿电优先兑付补贴。这意味着此后会有更多的绿色电力参与到市场化交易中来，绿电交易规模将呈现几何级增长。

新型储能成为市场主体

在“双碳”背景下，随着新能源大规模接入电网，电力系统也面临着电力电量平衡、系统安全稳定、新能源高效利用等多重挑战。储能以其灵活调节能力，支撑光电风电大规模并网，被视为新型电力系统的必要环节。

随着储能鼓励政策不断出台，新型储能独立市场主体地位逐渐明晰。所谓新型储能，是指利用除抽水蓄能外的物理储能、电化学储能、电磁储能、相变储能和其他新兴储能技术，具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和本规范指引要求，具有法人资格的独立储能主体。发电侧、用户侧、电网侧新型储能均可参与市场交易。新型储能具有响应快、配置灵活、建设周期短等优势，可在电力运行中发挥顶峰、调峰、调频、爬坡、黑启动等多种作用，是构建新型电力系统的重要组成部分。对此，两部门在《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》中要求，新型储能可作为独立储能参与电力市场、鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场、加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰……，为储能参与电力市场提供了多种可能性。

2022年6月，国家发改委等九部门发布《关于印发“十四五”可再生能源发展规划的通知》。明确了新型储能独立市场主体地位，完善储能参与各类电力市场的交易机制和技术标准。

2022年12月，国网经营区《新型储能主体注册规范指引》发布，规范指引适用于国家电网有限公司经营区内新型储能主体的市场注册、信息变更、注销等业务管理工作。这是电力交易机构首次从实施层面统一，明确将新型储能作为独立于发电企业、售电公司和用户的注册类型。这意味着新型储能参与电力市场成为常态。

随着政策层面打通了储能商业模式，储能运营商可参与电力现货市场交易，通过峰谷价差等方式来扩大盈利空间。

目前独立储能电站收入主要来自三个方面：现货市场电能量交易收入、容量市场补偿收入、容量租赁市场租金收入。国家发改委、国家能源局《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》指出，独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。以山东省为例，山东新型储能参与市场，以独立主体身份参与现货交易，通过充放电，获得电价差收入；另一方面来自于容量电费：在现货市场，以发电身份为系统提供可用容量，收取容量费用或补偿。

未来，将有更多省份对储能的市场地位明晰和政策加持，促进新型储能公平参与电力市场，储能参与电力市场将成为常态。

售电市场机遇与挑战并存

2023年售电市场，机遇与挑战并存。

2022年12月23日国家发改委发布《关于进一步做好电网企业代理购电工作的通知》，通知中提到，逐步优化代理购电制度。各地要适应当地电力市场发展进程，鼓励支持10千伏及以上的工商业用户直接参与电力市场，逐步缩小代理购电用户范围。随着制度的健全完善，将推动百万数量级工商业电力用户全部进入市场。

目前来看，售电企业的客户类型主要为两种：一类是大工业用户，该类用户用电量较大，对售电企业控制偏差起到帮助。另一类是中小型用户，用户体量小，但聚少成多，可帮助售电企业实现负荷侧聚合。

据相关资料显示，目前仍有60%左右的中小型电力用户未完全进入市场，以电网企业代理购电的方式用电；未入市电量超2万亿度。这对售电公司来说，是巨大的市场机遇，中小型电力用户或成为售电公司未来主要的客户群体。中小型电力用户参与市场存在以下痛点：一对电力市场政策不了解，无法独立完成交易。二是自身用电量体量较小，市场议价能力低。

随着售电侧改革深入，在未来的顺价模式下，售电企业不再是仅赚取价差的“中介”角色，售电企业差异化服务将成为主流。随着市场化改革的不断推进，供应侧的成本压力必然会传导给用户侧。在售电市场愈加激烈、价差空间透明化的当下，同质化的盈利模式将难以维系。此外，电力用户日益增长的多样化需求，也迫使售电企业必须尽快开辟新的业务，为客户提供精准的服务。如开展负荷聚集、虚拟电厂建设、绿电交易、综合能源服务等，都将成为新的效益增长点。

电力供需预测：总体呈现紧平衡

2023年，我国电力供需总体呈现紧平衡，部分区域用电高峰时段电力供需偏紧。预计全社会用电量增速将在6%左右。

【未来三年，全球电力需求增长的70%以上将来自中国、印度和东南亚国家。中国作为世界上最大的电力消费国家，2022年占全球电力需求的31%。国际能源署预计，2023-2025年期间，中国电力需求年平均增幅为5.2%。】

——国际能源署《2023年电力市场报告》

【2023年预计我国经济运行有望总体回升，拉动电力消费需求增速比2022年有所提高。正常气候情况下，预计2023年全国全社会用电量9.15万亿千瓦时，比2022年增长6%左右。】

——中电联《2023年度全国电力供需形势分析预测报告》

近年来，我国全社会用电量呈逐年攀升的态势。2022年，我国全社会用电量8.64万亿千瓦时，同比增长3.6%。2015-2022年的近8年来，我国全社会用电量已累计增长30872亿千瓦时，接近2007年全国全社会用电量（2007年全社会用电量为32458亿千瓦时）。

根据中电联预测，预计2023年全国电力供需总体紧平衡，部分区域用电高峰时段电力供需偏紧。迎峰度夏期间，华东、华中、南方区域电力供需形势偏紧；华北、东北、西北区域电力供需基本平衡。迎峰度冬期间，华东、华中、南方、西北区域电力供需偏紧；华北区域电力供需紧平衡；东北区域电力供需基本平衡。

“指尖购电”时代全面来临

我国电力市场分为电力批发市场和电力零售市场，在电力批发市场中，一般进行的是双边协商交易，卖方是发电企业，买方是售电企业、电力大用户。而在电力零售市场，卖方是售电商，买方则是中小型电力用户。

电力零售市场作为电力市场的重要组成部分，是连接售电公司与零售用户的桥梁。新一轮电价市场化改革以来，电力市场的发展按下加速键。电价市场化改革之前，我国只有40%的工商业用户进入电力市场交易，电价市场化改革后，全部工商业用户入市。电力零售市场规范运行的压力也在增大，线上交易作为便捷的交易方式，推出迫在眉睫。

而线上零售市场则是电力市场化改革“最后一公里”，用户、售电公司像日常网购一样在电商平台上买电、卖电，可大幅降低售电公司的获取客户成本，有效破解中小微企业入市交易“硬门槛”。

目前，多地已经开启电力零售市场，“指尖售电”时代已经全面来临。

云南省是最早实施电力零售市场的省份，2020年12月云南打造了全国首个一站式电力零售交易“来淘电”平台，在“来淘电”模式推动下，2021年云南省市场化购售电主体突破17万户。目前，云南的中小微企业只需三步即可完成电力零售交易：一是通过“来淘电”PC端或者移动端按指引完成市场化注册；二是注册完成后从“来淘电”提供的标准套餐、定制套餐选择合适套餐；三是确认电量、价格和协议内容后即可一键下单完成购电。

2022年12月山西启动电力线上零售市场试运行。线上零售平台像是网上商城，电力用户可以在平台上选购适合自己的套餐，实现购售电双方的高效对接。山西电力线上零售交易流程为：售电公司虚拟商铺管理、零售套餐编制、零售套餐上下架、零售用户下单确认。零售用户套餐选择时，暂不具备分时计量条件的低压、5G类用户不能选择带有分时段属性的零售套餐；除国家规定的不执行峰谷电价的用户外，参与现货市场的35千伏及以上电压等级非战新交易零售用户需选择带有分时段属性的零售套餐。

广东在2022年9月份上线电力市场零售平台，9月19日至30日组织开展广东电力市场零售平台公测。广东电力零售平台的适用用户为全省工商业电力用户（目前暂对10千伏级以上工商业用户放开）。广东电力零售平台将购电端、售电端和平台端进行前、中、后台分离，能够为用户提供线上一站式服务，打破传统电力交易模式，破解零售市场交易、价格、风险管理等方面的热点难点问题，带领百万市场主体进入购售电智能数字化时代。

浙江2022年9月2日上线全省统一数字化售电平台——浙江电力零售交易平台，该平台可以一键获取市场信息，一键筛选售电公司，一键比价购电套餐，一键定制个性需求，一键签约零售用户。未来浙江省市场化购售电主体预计将突破30万户。

2023年2月27日，山东电力交易中心下发《关于开展e-交易APP零售交易试运行工作的通知》，将于2023年3月6日起开展e-交易APP零售交易试运行工作。山东省参与3月零售市场的电力用户都可以参与e-交易APP零售的试运行。签约方式有场内套餐、场外双边两种。

线上电力零售市场以其便捷、透明的交易方式，有助于推动工商业用户全部进入市场，将成为电力零售市场的全新模式，未来将大规模在全国多地上线。

（以上内容节选自《2022年售电行业年度报告》）