電力改革浪潮席卷而至，2023年，是我國新一輪電力體制改革開展的第8年。

8年來，我國電力市場化改革初見成效，多元競爭格局初步形成，電力的商品屬性進一步顯現，市場優化配置資源的作用增強，市場化交易電量大幅提升。2023年我國電力改革將加速邁入深水區，著力破解電力市場的重點難點，全國統一電力市場體系加快建設、省級現貨市場實現全覆蓋、綠電綠證交易全面提速……2023，新一輪省級電網輸配電價或將公布，更多新型儲能也將成為市場主體，售電企業差異化服務將成為主流。

(來源：北極星售電網 作者：Rosa)

全國統一電力市場體系加快建設

當前，我國正加快建設全國統一電力市場體系。2022年1月，《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》(下稱指導意見)正式發布，提出了健全多層次統一電力市場體系的具體要求，鼓勵在承接國家區域重大戰略的地區建設區域電力市場。意見提出，2025年，我國統一電力市場將初步建成，其中國家市場與省(區、市)/區域市場協同運行，電力中長期、現貨、輔助服務市場一體化設計。到2050年，統一電力市場體系基本建成，實現國家市場與省(區、市)/區域市場聯合運行，新能源全面參與市場交易。

如今指導意見已經發布一年的時間，建設全國統一電力市場的步伐正在加快。

2023年，國網區域各省份都將在統一電力市場體系建設中加快步伐。從各地發布的2023年能源相關規劃可以看到，深化電力市場改革、統一電力市場體系建設，被列入年度重點任務之一。如遼寧計劃構建東北區域能源交易中心，山西將主動參與全國電力現貨交易規則制定和區域電力市場建設……

2023年，南方區域電力市場將進入調電試運行階段，實現電力資源的優化配置。南方區域電力市場將形成跨省與省內聯合運營的統一大平臺，開展多品種、高頻率的跨區、跨省電力交易。

新一輪省級電網輸配電價即將公布

目前我國第三監管周期輸配電價定價已經全面開展，將于今年公布。

輸配電價改革是新一輪電改的重要組成部分，是“管住中間”的關鍵舉措，目的是打破電網的壟斷，為電力價格市場化奠定基礎。

2015年以來，按照黨中央和國務院決策部署，國家發改委會同有關部門全面推進輸配電價改革，開展首輪輸配電成本監審，取得了積極成效。通過嚴格成本監審，共核減不應納入輸配電定價成本的不相關、不合理費用約1284億元，改革紅利全部用于降低實體經濟用電成本。通過健全獨立輸配電價體系，推動電價市場化程度顯著提高，我國電力市場化交易比重由改革前的14%，提高至2022年的60.8%，有效促進了電力資源合理配置。

2019年國家發改委全面組織開展新一輪輸配電成本監審，監審范圍包括全國除西藏以外30個省份的省級電網和華北、華東、東北、西北、華中5個區域電網，監審期間為第一監審周期后一年度至2018年度。其中，省級電網成本監審委托電網公司所在地的省級價格主管部門具體負責監審;區域電網成本監審委托區域范圍內相關省級價格主管部門聯合監審。

2020年9月，國家發改委發布《關于核定2020～2022年省級電網輸配電價的通知》，公布了33個省級電網輸配電價表，自2021年1月1日起執行。這是省級電網第二監管周期輸配電價，標志著我國輸配電價監管體系基本完善。與第一監管周期相比，第二監管周期輸配電價核定在諸多方面取得了重要突破，表現為“一個全面、三個首次”，即全面完善了定價規則，規范了定價程序，實現了嚴格按機制定價;首次實現了對所有省級電網和區域電網輸配電價核定的一次性全覆蓋，首次核定了分電壓等級理論輸配電價，首次將“網對網”外送輸電價格納入省級電網核價。第二監管周期輸配電價核定，積極運用降價空間，進一步理順了輸配電價與目錄銷售電價的關系，為擴大市場化交易規模創造了更好條件;進一步優化了輸配電價結構，縮小了交叉補貼，為下一步相關政策完善奠定了基礎;進一步解決了部分歷史遺留問題，疏導了多個省份存在的電價矛盾;進一步實現了輸配電價水平的穩中有降，多數省份聚焦降低大工業輸配電價。同時，充分考慮外送電省份實際情況，制定了合理的外送電輸電價格，將有力促進電力資源在更大范圍內優化配置。

2022年5月，國家發改委部署開展第三監管周期輸配電定價成本監審實地審核工作，第三監管周期成本監審范圍包括33個省級電網和6個區域電網，監審期間為2019年度至2021年度。

雖然目前最新一輪全國省級輸配電價尚待發布，但局部地區已經先行出臺試行的輸配電價。新疆生產建設兵團發改委已經以第八師兵團作為試點，發布了《兵團發展改革委關于核定2022~2025年第八師電網輸配電價(試行)的通知》(兵發改價格規〔2022〕174號)。

對于業內較為關心的第三監管周期輸配電價如何監審?國家發改委在2022年發布的《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》中顯示，“強化電網輸配電準許收入監管，推動電網企業輸配電業務和購售電業務分開核算，妥善處理政策性交叉補貼。提升跨省跨區輸電價格機制靈活性，探索跨省跨區交易按最優路徑組合等方式收取輸電費用。”可以看到，電網企業輸配電業務和購售電業務分開核算將成大勢所趨，進一步剝離電網企業競爭性業務和非競爭性業務。

省級現貨市場全覆蓋

2023年，我國省級現貨市場有望實現全覆蓋。主要表現在首批試點陸續進入長周期結算試運行，第二批試點陸續開展模擬試運行，非試點地區也相繼出臺現貨方案。

作為建設全國統一電力市場體系的重要布局之一，電力現貨市場的試點正在加快鋪開。首批電力現貨試點南方(以廣東起步)、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅8個地區于2017年敲定、2019年6月底全面啟動模擬試運行，此后相繼推進按周、按月、按季度、按年連續結算。

2021年4月第二批現貨市場公布于眾，上海、江蘇、安徽、遼寧、河南、湖北6省市被列入。目前以第一批、第二批為代表的現貨試點省份順利完成從日、周到月不同時間維度和多種復雜場景的結算試運行，最長連續運行時間已超過500天。

目前，國家電網經營區已有20個省級電網開展了現貨市場試運行。南方區域電力現貨市場成功開展調電試運行。整體來看，省級現貨市場中，廣東、福建、山西、甘肅連續試運行時間已超過一年;第二批現貨試點均已完成電力現貨市場模擬試運行，其中江蘇完成結算試運行，安徽完成調電試運行;非試點地區全面啟動電力現貨市場建設，正在研究完善運行規則和籌建技術支撐系統。

進入2023年，廣東、山西等地連續結算試運行依然在進行中，年內也將有更多省級現貨試點進入到長周期結算試運行。隨著越來越多的省份進入長周期結算試運行，可以預見，現貨交易品種日趨豐富、交易頻次日漸增多，火電/新能源企業、售電公司與大用戶面臨的交易挑戰越來越大。

同時，省間電力現貨交易連續結算試運行將在2023年繼續開展，根據北京電力交易中心發布的《關于繼續開展省間電力現貨交易連續結算試運行的通知》顯示，計劃自2023年1月1日繼續開展連續結算試運行，省間現貨市場連續結算試運行將繼續執行《省間電力現貨交易規則(試行)》。市場主體每個工作日申報次日省間日前現貨交易，每周五申報后三天省間日前現貨交易，節假日按實際情況開展。市場主體每日申報當日的省間日內現貨交易。

綠電綠證交易全面提速

近兩年來，新能源入市交易迎來更多利好，在《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》中提到，到2030年，新能源將全面參與市場交易。可以看到，新能源全面進入電力市場已經步入提速階段。

根據國家能源局公布的數據顯示，我國可再生能源呈現發展速度快、運行質量好、利用水平高、產業競爭力強的良好態勢。2022年全國風電、光伏發電新增裝機突破1.2億千瓦，創歷史新高，帶動可再生能源裝機突破12億千瓦。全年可再生能源新增裝機1.52億千瓦，占全國新增發電裝機的76.2%，已成為我國電力新增裝機的主體。

2022年我國風電、光伏發電量首次突破1萬億千瓦時，達到1.19萬億千瓦時，隨著新能源發電量占比不斷提升，高質量發展需要更加重視消納工作。在我國“雙碳”戰略目標下，能源結構轉型升級已成大勢所趨。加之綠色能源相關政策法規相繼出臺，綠色電力發展已全面提速。北京電力交易中心預測，2023年綠電綠證交易機制得到進一步完善，交易規模將取得新突破。預計2023年國家將完成綠電交易超500億千瓦時，完成綠證交易超500萬張。

國家能源局數據顯示，2022年，全國可再生能源總裝機超過12億千瓦，水電、風電、太陽能發電、生物質發電裝機均居世界首位。其中，風電裝機容量約3.7億千瓦，同比增長11.2%;太陽能發電裝機容量約3.9億千瓦，同比增長28.1%。

新能源市場化占比穩步提升。2020年到2022年，新能源市場化交易電量分別為1317.80億千瓦時、2136.57億千瓦時、3464.94億千瓦時，分別占新能源交易電量的24.13%、28.28%、38.42%。同一時期，新能源市場化交易價格也逐年升高。近三年國網經營區光伏市場化交易價格分別為0.141元/千瓦時、0.221元/千瓦時，0.235元/千瓦時。

進入2023年以來，我國發布的文件以及相關會議，都對綠電、綠證交易做出安排：

2023年2月15日，國家發改委、財政部、國家能源局聯合下發《關于享受中央政府補貼的綠電項目參與綠電交易有關事項的通知》中明確，穩妥推進享受國家可再生能源補貼的綠電項目參與綠電交易，更好實現綠色電力環境價值。

文件規定，享受國家可再生能源補貼的綠色電力，參與綠電交易時高于項目所執行的煤電基準電價的溢價收益等額沖抵國家可再生能源補貼或歸國家所有;發電企業放棄補貼的，參與綠電交易的全部收益歸發電企業所有。由國家保障性收購的綠色電力可統一參加綠電交易或綠證交易。綠電交易產生的溢價收益及對應的綠證交易收益等額沖抵國家可再生能源補貼或歸國家所有。享受國家可再生能源補貼并參與綠電交易的綠電優先兌付補貼。這意味著此后會有更多的綠色電力參與到市場化交易中來，綠電交易規模將呈現幾何級增長。

新型儲能成為市場主體

在“雙碳”背景下，隨著新能源大規模接入電網，電力系統也面臨著電力電量平衡、系統安全穩定、新能源高效利用等多重挑戰。儲能以其靈活調節能力，支撐光電風電大規模并網，被視為新型電力系統的必要環節。

隨著儲能鼓勵政策不斷出臺，新型儲能獨立市場主體地位逐漸明晰。所謂新型儲能，是指利用除抽水蓄能外的物理儲能、電化學儲能、電磁儲能、相變儲能和其他新興儲能技術，具備獨立計量、控制等技術條件，接入調度自動化系統可被電網監控和調度，符合相關標準規范和本規范指引要求，具有法人資格的獨立儲能主體。發電側、用戶側、電網側新型儲能均可參與市場交易。新型儲能具有響應快、配置靈活、建設周期短等優勢，可在電力運行中發揮頂峰、調峰、調頻、爬坡、黑啟動等多種作用，是構建新型電力系統的重要組成部分。對此，兩部門在《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》中要求，新型儲能可作為獨立儲能參與電力市場、鼓勵配建新型儲能與所屬電源聯合參與電力市場、加快推動獨立儲能參與電力市場配合電網調峰……，為儲能參與電力市場提供了多種可能性。

2022年6月，國家發改委等九部門發布《關于印發“十四五”可再生能源發展規劃的通知》。明確了新型儲能獨立市場主體地位，完善儲能參與各類電力市場的交易機制和技術標準。

2022年12月，國網經營區《新型儲能主體注冊規范指引》發布，規范指引適用于國家電網有限公司經營區內新型儲能主體的市場注冊、信息變更、注銷等業務管理工作。這是電力交易機構首次從實施層面統一，明確將新型儲能作為獨立于發電企業、售電公司和用戶的注冊類型。這意味著新型儲能參與電力市場成為常態。

隨著政策層面打通了儲能商業模式，儲能運營商可參與電力現貨市場交易，通過峰谷價差等方式來擴大盈利空間。

目前獨立儲能電站收入主要來自三個方面：現貨市場電能量交易收入、容量市場補償收入、容量租賃市場租金收入。國家發改委、國家能源局《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》指出，獨立儲能電站向電網送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。以山東省為例，山東新型儲能參與市場，以獨立主體身份參與現貨交易，通過充放電，獲得電價差收入;另一方面來自于容量電費：在現貨市場，以發電身份為系統提供可用容量，收取容量費用或補償。

未來，將有更多省份對儲能的市場地位明晰和政策加持，促進新型儲能公平參與電力市場，儲能參與電力市場將成為常態。

售電市場機遇與挑戰并存

2023年售電市場，機遇與挑戰并存。

2022年12月23日國家發改委發布《關于進一步做好電網企業代理購電工作的通知》，通知中提到，逐步優化代理購電制度。各地要適應當地電力市場發展進程，鼓勵支持10千伏及以上的工商業用戶直接參與電力市場，逐步縮小代理購電用戶范圍。隨著制度的健全完善，將推動百萬數量級工商業電力用戶全部進入市場。

目前來看，售電企業的客戶類型主要為兩種：一類是大工業用戶，該類用戶用電量較大，對售電企業控制偏差起到幫助。另一類是中小型用戶，用戶體量小，但聚少成多，可幫助售電企業實現負荷側聚合。

據相關資料顯示，目前仍有60%左右的中小型電力用戶未完全進入市場，以電網企業代理購電的方式用電;未入市電量超2萬億度。這對售電公司來說，是巨大的市場機遇，中小型電力用戶或成為售電公司未來主要的客戶群體。中小型電力用戶參與市場存在以下痛點：一對電力市場政策不了解，無法獨立完成交易。二是自身用電量體量較小，市場議價能力低。

隨著售電側改革深入，在未來的順價模式下，售電企業不再是僅賺取價差的“中介”角色，售電企業差異化服務將成為主流。隨著市場化改革的不斷推進，供應側的成本壓力必然會傳導給用戶側。在售電市場愈加激烈、價差空間透明化的當下，同質化的盈利模式將難以維系。此外，電力用戶日益增長的多樣化需求，也迫使售電企業必須盡快開辟新的業務，為客戶提供精準的服務。如開展負荷聚集、虛擬電廠建設、綠電交易、綜合能源服務等，都將成為新的效益增長點。

電力供需預測：總體呈現緊平衡

2023年，我國電力供需總體呈現緊平衡，部分區域用電高峰時段電力供需偏緊。預計全社會用電量增速將在6%左右。

【未來三年，全球電力需求增長的70%以上將來自中國、印度和東南亞國家。中國作為世界上最大的電力消費國家，2022年占全球電力需求的31%。國際能源署預計，2023-2025年期間，中國電力需求年平均增幅為5.2%。】

——國際能源署《2023年電力市場報告》

【2023年預計我國經濟運行有望總體回升，拉動電力消費需求增速比2022年有所提高。正常氣候情況下，預計2023年全國全社會用電量9.15萬億千瓦時，比2022年增長6%左右。】

——中電聯《2023年度全國電力供需形勢分析預測報告》

近年來，我國全社會用電量呈逐年攀升的態勢。2022年，我國全社會用電量8.64萬億千瓦時，同比增長3.6%。2015-2022年的近8年來，我國全社會用電量已累計增長30872億千瓦時，接近2007年全國全社會用電量(2007年全社會用電量為32458億千瓦時)。

根據中電聯預測，預計2023年全國電力供需總體緊平衡，部分區域用電高峰時段電力供需偏緊。迎峰度夏期間，華東、華中、南方區域電力供需形勢偏緊;華北、東北、西北區域電力供需基本平衡。迎峰度冬期間，華東、華中、南方、西北區域電力供需偏緊;華北區域電力供需緊平衡;東北區域電力供需基本平衡。

“指尖購電”時代全面來臨

我國電力市場分為電力批發市場和電力零售市場，在電力批發市場中，一般進行的是雙邊協商交易，賣方是發電企業，買方是售電企業、電力大用戶。而在電力零售市場，賣方是售電商，買方則是中小型電力用戶。

電力零售市場作為電力市場的重要組成部分，是連接售電公司與零售用戶的橋梁。新一輪電價市場化改革以來，電力市場的發展按下加速鍵。電價市場化改革之前，我國只有40%的工商業用戶進入電力市場交易，電價市場化改革后，全部工商業用戶入市。電力零售市場規范運行的壓力也在增大，線上交易作為便捷的交易方式，推出迫在眉睫。

而線上零售市場則是電力市場化改革“最后一公里”，用戶、售電公司像日常網購一樣在電商平臺上買電、賣電，可大幅降低售電公司的獲取客戶成本，有效破解中小微企業入市交易“硬門檻”。

目前，多地已經開啟電力零售市場，“指尖售電”時代已經全面來臨。

云南省是最早實施電力零售市場的省份，2020年12月云南打造了全國首個一站式電力零售交易“來淘電”平臺，在“來淘電”模式推動下，2021年云南省市場化購售電主體突破17萬戶。目前，云南的中小微企業只需三步即可完成電力零售交易：一是通過“來淘電”PC端或者移動端按指引完成市場化注冊;二是注冊完成后從“來淘電”提供的標準套餐、定制套餐選擇合適套餐;三是確認電量、價格和協議內容后即可一鍵下單完成購電。

2022年12月山西啟動電力線上零售市場試運行。線上零售平臺像是網上商城，電力用戶可以在平臺上選購適合自己的套餐，實現購售電雙方的高效對接。山西電力線上零售交易流程為：售電公司虛擬商鋪管理、零售套餐編制、零售套餐上下架、零售用戶下單確認。零售用戶套餐選擇時，暫不具備分時計量條件的低壓、5G類用戶不能選擇帶有分時段屬性的零售套餐;除國家規定的不執行峰谷電價的用戶外，參與現貨市場的35千伏及以上電壓等級非戰新交易零售用戶需選擇帶有分時段屬性的零售套餐。

廣東在2022年9月份上線電力市場零售平臺，9月19日至30日組織開展廣東電力市場零售平臺公測。廣東電力零售平臺的適用用戶為全省工商業電力用戶(目前暫對10千伏級以上工商業用戶放開)。廣東電力零售平臺將購電端、售電端和平臺端進行前、中、后臺分離，能夠為用戶提供線上一站式服務，打破傳統電力交易模式，破解零售市場交易、價格、風險管理等方面的熱點難點問題，帶領百萬市場主體進入購售電智能數字化時代。

浙江2022年9月2日上線全省統一數字化售電平臺——浙江電力零售交易平臺，該平臺可以一鍵獲取市場信息，一鍵篩選售電公司，一鍵比價購電套餐，一鍵定制個性需求，一鍵簽約零售用戶。未來浙江省市場化購售電主體預計將突破30萬戶。

2023年2月27日，山東電力交易中心下發《關于開展e-交易APP零售交易試運行工作的通知》，將于2023年3月6日起開展e-交易APP零售交易試運行工作。山東省參與3月零售市場的電力用戶都可以參與e-交易APP零售的試運行。簽約方式有場內套餐、場外雙邊兩種。

線上電力零售市場以其便捷、透明的交易方式，有助于推動工商業用戶全部進入市場，將成為電力零售市場的全新模式，未來將大規模在全國多地上線。

(以上內容節選自《2022年售電行業年度報告》)