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。
全国统一电力市场体系加快建设
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。
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。
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。
绿电绿证交易全面提速
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。
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
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。
全国统一电力市场体系加快建设
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。
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。
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。
绿电绿证交易全面提速
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。
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
