2023年我國電力市場趨勢與展望

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(jìn)一步顯現(xiàn)，市場優(yōu)化配置資源的作用增強(qiáng)，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(qū)，著力破解電力市場的重點(diǎn)難點(diǎn)，全國統(tǒng)一電力市場體系加快建設(shè)、省級現(xiàn)貨市場實(shí)現(xiàn)全覆蓋、綠電綠證交易全面提速……2023，新一輪省級電網(wǎng)輸配電價(jià)或?qū)⒐?，更多新型儲能也將成為市場主體，售電企業(yè)差異化服務(wù)將成為主流。

（來源：北極星售電網(wǎng) 作者：Rosa）

全國統(tǒng)一電力市場體系加快建設(shè)

當(dāng)前，我國正加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系。2022年1月，《關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導(dǎo)意見》（下稱指導(dǎo)意見）正式發(fā)布，提出了健全多層次統(tǒng)一電力市場體系的具體要求，鼓勵(lì)在承接國家區(qū)域重大戰(zhàn)略的地區(qū)建設(shè)區(qū)域電力市場。意見提出，2025年，我國統(tǒng)一電力市場將初步建成，其中國家市場與?。▍^(qū)、市）/區(qū)域市場協(xié)同運(yùn)行，電力中長期、現(xiàn)貨、輔助服務(wù)市場一體化設(shè)計(jì)。到2050年，統(tǒng)一電力市場體系基本建成，實(shí)現(xiàn)國家市場與省（區(qū)、市）/區(qū)域市場聯(lián)合運(yùn)行，新能源全面參與市場交易。

如今指導(dǎo)意見已經(jīng)發(fā)布一年的時(shí)間，建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場的步伐正在加快。

2023年，國網(wǎng)區(qū)域各省份都將在統(tǒng)一電力市場體系建設(shè)中加快步伐。從各地發(fā)布的2023年能源相關(guān)規(guī)劃可以看到，深化電力市場改革、統(tǒng)一電力市場體系建設(shè)，被列入年度重點(diǎn)任務(wù)之一。如遼寧計(jì)劃構(gòu)建東北區(qū)域能源交易中心，山西將主動(dòng)參與全國電力現(xiàn)貨交易規(guī)則制定和區(qū)域電力市場建設(shè)……

2023年，南方區(qū)域電力市場將進(jìn)入調(diào)電試運(yùn)行階段，實(shí)現(xiàn)電力資源的優(yōu)化配置。南方區(qū)域電力市場將形成跨省與省內(nèi)聯(lián)合運(yùn)營的統(tǒng)一大平臺，開展多品種、高頻率的跨區(qū)、跨省電力交易。

新一輪省級電網(wǎng)輸配電價(jià)即將公布

目前我國第三監(jiān)管周期輸配電價(jià)定價(jià)已經(jīng)全面開展，將于今年公布。

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

2015年以來，按照黨中央和國務(wù)院決策部署，國家發(fā)改委會(huì)同有關(guān)部門全面推進(jìn)輸配電價(jià)改革，開展首輪輸配電成本監(jiān)審，取得了積極成效。通過嚴(yán)格成本監(jiān)審，共核減不應(yīng)納入輸配電定價(jià)成本的不相關(guān)、不合理費(fèi)用約1284億元，改革紅利全部用于降低實(shí)體經(jīng)濟(jì)用電成本。通過健全獨(dú)立輸配電價(jià)體系，推動(dòng)電價(jià)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(jìn)了電力資源合理配置。

2019年國家發(fā)改委全面組織開展新一輪輸配電成本監(jiān)審，監(jiān)審范圍包括全國除西藏以外30個(gè)省份的省級電網(wǎng)和華北、華東、東北、西北、華中5個(gè)區(qū)域電網(wǎng)，監(jiān)審期間為第一監(jiān)審周期后一年度至2018年度。其中，省級電網(wǎng)成本監(jiān)審委托電網(wǎng)公司所在地的省級價(jià)格主管部門具體負(fù)責(zé)監(jiān)審；區(qū)域電網(wǎng)成本監(jiān)審委托區(qū)域范圍內(nèi)相關(guān)省級價(jià)格主管部門聯(lián)合監(jiān)審。

2020年9月，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于核定2020～2022年省級電網(wǎng)輸配電價(jià)的通知》，公布了33個(gè)省級電網(wǎng)輸配電價(jià)表，自2021年1月1日起執(zhí)行。這是省級電網(wǎng)第二監(jiān)管周期輸配電價(jià)，標(biāo)志著我國輸配電價(jià)監(jiān)管體系基本完善。與第一監(jiān)管周期相比，第二監(jiān)管周期輸配電價(jià)核定在諸多方面取得了重要突破，表現(xiàn)為“一個(gè)全面、三個(gè)首次”，即全面完善了定價(jià)規(guī)則，規(guī)范了定價(jià)程序，實(shí)現(xiàn)了嚴(yán)格按機(jī)制定價(jià)；首次實(shí)現(xiàn)了對所有省級電網(wǎng)和區(qū)域電網(wǎng)輸配電價(jià)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(jià)，首次將“網(wǎng)對網(wǎng)”外送輸電價(jià)格納入省級電網(wǎng)核價(jià)。第二監(jiān)管周期輸配電價(jià)核定，積極運(yùn)用降價(jià)空間，進(jìn)一步理順了輸配電價(jià)與目錄銷售電價(jià)的關(guān)系，為擴(kuò)大市場化交易規(guī)模創(chuàng)造了更好條件；進(jìn)一步優(yōu)化了輸配電價(jià)結(jié)構(gòu)，縮小了交叉補(bǔ)貼，為下一步相關(guān)政策完善奠定了基礎(chǔ)；進(jìn)一步解決了部分歷史遺留問題，疏導(dǎo)了多個(gè)省份存在的電價(jià)矛盾；進(jìn)一步實(shí)現(xiàn)了輸配電價(jià)水平的穩(wěn)中有降，多數(shù)省份聚焦降低大工業(yè)輸配電價(jià)。同時(shí)，充分考慮外送電省份實(shí)際情況，制定了合理的外送電輸電價(jià)格，將有力促進(jìn)電力資源在更大范圍內(nèi)優(yōu)化配置。

2022年5月，國家發(fā)改委部署開展第三監(jiān)管周期輸配電定價(jià)成本監(jiān)審實(shí)地審核工作，第三監(jiān)管周期成本監(jiān)審范圍包括33個(gè)省級電網(wǎng)和6個(gè)區(qū)域電網(wǎng)，監(jiān)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(jià)尚待發(fā)布，但局部地區(qū)已經(jīng)先行出臺試行的輸配電價(jià)。新疆生產(chǎn)建設(shè)兵團(tuán)發(fā)改委已經(jīng)以第八師兵團(tuán)作為試點(diǎn)，發(fā)布了《兵團(tuán)發(fā)展改革委關(guān)于核定2022~2025年第八師電網(wǎng)輸配電價(jià)（試行）的通知》（兵發(fā)改價(jià)格規(guī)〔2022〕174號）。

對于業(yè)內(nèi)較為關(guān)心的第三監(jiān)管周期輸配電價(jià)如何監(jiān)審？國家發(fā)改委在2022年發(fā)布的《關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導(dǎo)意見》中顯示，“強(qiáng)化電網(wǎng)輸配電準(zhǔn)許收入監(jiān)管，推動(dòng)電網(wǎng)企業(yè)輸配電業(yè)務(wù)和購售電業(yè)務(wù)分開核算，妥善處理政策性交叉補(bǔ)貼。提升跨省跨區(qū)輸電價(jià)格機(jī)制靈活性，探索跨省跨區(qū)交易按最優(yōu)路徑組合等方式收取輸電費(fèi)用?！笨梢钥吹剑娋W(wǎng)企業(yè)輸配電業(yè)務(wù)和購售電業(yè)務(wù)分開核算將成大勢所趨，進(jìn)一步剝離電網(wǎng)企業(yè)競爭性業(yè)務(wù)和非競爭性業(yè)務(wù)。

省級現(xiàn)貨市場全覆蓋

2023年，我國省級現(xiàn)貨市場有望實(shí)現(xiàn)全覆蓋。主要表現(xiàn)在首批試點(diǎn)陸續(xù)進(jìn)入長周期結(jié)算試運(yùn)行，第二批試點(diǎn)陸續(xù)開展模擬試運(yùn)行，非試點(diǎn)地區(qū)也相繼出臺現(xiàn)貨方案。

作為建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的重要布局之一，電力現(xiàn)貨市場的試點(diǎn)正在加快鋪開。首批電力現(xiàn)貨試點(diǎn)南方（以廣東起步）、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅8個(gè)地區(qū)于2017年敲定、2019年6月底全面啟動(dòng)模擬試運(yùn)行，此后相繼推進(jìn)按周、按月、按季度、按年連續(xù)結(jié)算。

2021年4月第二批現(xiàn)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(xiàn)貨試點(diǎn)省份順利完成從日、周到月不同時(shí)間維度和多種復(fù)雜場景的結(jié)算試運(yùn)行，最長連續(xù)運(yùn)行時(shí)間已超過500天。

目前，國家電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)已有20個(gè)省級電網(wǎng)開展了現(xiàn)貨市場試運(yùn)行。南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場成功開展調(diào)電試運(yùn)行。整體來看，省級現(xiàn)貨市場中，廣東、福建、山西、甘肅連續(xù)試運(yùn)行時(shí)間已超過一年；第二批現(xiàn)貨試點(diǎn)均已完成電力現(xiàn)貨市場模擬試運(yùn)行，其中江蘇完成結(jié)算試運(yùn)行，安徽完成調(diào)電試運(yùn)行；非試點(diǎn)地區(qū)全面啟動(dòng)電力現(xiàn)貨市場建設(shè)，正在研究完善運(yùn)行規(guī)則和籌建技術(shù)支撐系統(tǒng)。

進(jìn)入2023年，廣東、山西等地連續(xù)結(jié)算試運(yùn)行依然在進(jìn)行中，年內(nèi)也將有更多省級現(xiàn)貨試點(diǎn)進(jìn)入到長周期結(jié)算試運(yùn)行。隨著越來越多的省份進(jìn)入長周期結(jié)算試運(yùn)行，可以預(yù)見，現(xiàn)貨交易品種日趨豐富、交易頻次日漸增多，火電/新能源企業(yè)、售電公司與大用戶面臨的交易挑戰(zhàn)越來越大。

同時(shí)，省間電力現(xiàn)貨交易連續(xù)結(jié)算試運(yùn)行將在2023年繼續(xù)開展，根據(jù)北京電力交易中心發(fā)布的《關(guān)于繼續(xù)開展省間電力現(xiàn)貨交易連續(xù)結(jié)算試運(yùn)行的通知》顯示，計(jì)劃自2023年1月1日繼續(xù)開展連續(xù)結(jié)算試運(yùn)行，省間現(xiàn)貨市場連續(xù)結(jié)算試運(yùn)行將繼續(xù)執(zhí)行《省間電力現(xiàn)貨交易規(guī)則（試行）》。市場主體每個(gè)工作日申報(bào)次日省間日前現(xiàn)貨交易，每周五申報(bào)后三天省間日前現(xiàn)貨交易，節(jié)假日按實(shí)際情況開展。市場主體每日申報(bào)當(dāng)日的省間日內(nèi)現(xiàn)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(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導(dǎo)意見》中提到，到2030年，新能源將全面參與市場交易?？梢钥吹?，新能源全面進(jìn)入電力市場已經(jīng)步入提速階段。

根據(jù)國家能源局公布的數(shù)據(jù)顯示，我國可再生能源呈現(xiàn)發(fā)展速度快、運(yùn)行質(zhì)量好、利用水平高、產(chǎn)業(yè)競爭力強(qiáng)的良好態(tài)勢。2022年全國風(fēng)電、光伏發(fā)電新增裝機(jī)突破1.2億千瓦，創(chuàng)歷史新高，帶動(dòng)可再生能源裝機(jī)突破12億千瓦。全年可再生能源新增裝機(jī)1.52億千瓦，占全國新增發(fā)電裝機(jī)的76.2%，已成為我國電力新增裝機(jī)的主體。

2022年我國風(fēng)電、光伏發(fā)電量首次突破1萬億千瓦時(shí)，達(dá)到1.19萬億千瓦時(shí)，隨著新能源發(fā)電量占比不斷提升，高質(zhì)量發(fā)展需要更加重視消納工作。在我國“雙碳”戰(zhàn)略目標(biāo)下，能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型升級已成大勢所趨。加之綠色能源相關(guān)政策法規(guī)相繼出臺，綠色電力發(fā)展已全面提速。北京電力交易中心預(yù)測，2023年綠電綠證交易機(jī)制得到進(jìn)一步完善，交易規(guī)模將取得新突破。預(yù)計(jì)2023年國家將完成綠電交易超500億千瓦時(shí)，完成綠證交易超500萬張。

國家能源局?jǐn)?shù)據(jù)顯示，2022年，全國可再生能源總裝機(jī)超過12億千瓦，水電、風(fēng)電、太陽能發(fā)電、生物質(zhì)發(fā)電裝機(jī)均居世界首位。其中，風(fēng)電裝機(jī)容量約3.7億千瓦，同比增長11.2%；太陽能發(fā)電裝機(jī)容量約3.9億千瓦，同比增長28.1%。

新能源市場化占比穩(wěn)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(shí)、2136.57億千瓦時(shí)、3464.94億千瓦時(shí)，分別占新能源交易電量的24.13%、28.28%、38.42%。同一時(shí)期，新能源市場化交易價(jià)格也逐年升高。近三年國網(wǎng)經(jīng)營區(qū)光伏市場化交易價(jià)格分別為0.141元/千瓦時(shí)、0.221元/千瓦時(shí)，0.235元/千瓦時(shí)。

進(jìn)入2023年以來，我國發(fā)布的文件以及相關(guān)會(huì)議，都對綠電、綠證交易做出安排：

2023年2月15日，國家發(fā)改委、財(cái)政部、國家能源局聯(lián)合下發(fā)《關(guān)于享受中央政府補(bǔ)貼的綠電項(xiàng)目參與綠電交易有關(guān)事項(xiàng)的通知》中明確，穩(wěn)妥推進(jìn)享受國家可再生能源補(bǔ)貼的綠電項(xiàng)目參與綠電交易，更好實(shí)現(xiàn)綠色電力環(huán)境價(jià)值。

文件規(guī)定，享受國家可再生能源補(bǔ)貼的綠色電力，參與綠電交易時(shí)高于項(xiàng)目所執(zhí)行的煤電基準(zhǔn)電價(jià)的溢價(jià)收益等額沖抵國家可再生能源補(bǔ)貼或歸國家所有；發(fā)電企業(yè)放棄補(bǔ)貼的，參與綠電交易的全部收益歸發(fā)電企業(yè)所有。由國家保障性收購的綠色電力可統(tǒng)一參加綠電交易或綠證交易。綠電交易產(chǎn)生的溢價(jià)收益及對應(yīng)的綠證交易收益等額沖抵國家可再生能源補(bǔ)貼或歸國家所有。享受國家可再生能源補(bǔ)貼并參與綠電交易的綠電優(yōu)先兌付補(bǔ)貼。這意味著此后會(huì)有更多的綠色電力參與到市場化交易中來，綠電交易規(guī)模將呈現(xiàn)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(guī)模接入電網(wǎng)，電力系統(tǒng)也面臨著電力電量平衡、系統(tǒng)安全穩(wěn)定、新能源高效利用等多重挑戰(zhàn)。儲能以其靈活調(diào)節(jié)能力，支撐光電風(fēng)電大規(guī)模并網(wǎng)，被視為新型電力系統(tǒng)的必要環(huán)節(jié)。

隨著儲能鼓勵(lì)政策不斷出臺，新型儲能獨(dú)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(xué)儲能、電磁儲能、相變儲能和其他新興儲能技術(shù)，具備獨(dú)立計(jì)量、控制等技術(shù)條件，接入調(diào)度自動(dòng)化系統(tǒng)可被電網(wǎng)監(jiān)控和調(diào)度，符合相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范和本規(guī)范指引要求，具有法人資格的獨(dú)立儲能主體。發(fā)電側(cè)、用戶側(cè)、電網(wǎng)側(cè)新型儲能均可參與市場交易。新型儲能具有響應(yīng)快、配置靈活、建設(shè)周期短等優(yōu)勢，可在電力運(yùn)行中發(fā)揮頂峰、調(diào)峰、調(diào)頻、爬坡、黑啟動(dòng)等多種作用，是構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的重要組成部分。對此，兩部門在《關(guān)于進(jìn)一步推動(dòng)新型儲能參與電力市場和調(diào)度運(yùn)用的通知》中要求，新型儲能可作為獨(dú)立儲能參與電力市場、鼓勵(lì)配建新型儲能與所屬電源聯(lián)合參與電力市場、加快推動(dòng)獨(dú)立儲能參與電力市場配合電網(wǎng)調(diào)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(fā)改委等九部門發(fā)布《關(guān)于印發(fā)“十四五”可再生能源發(fā)展規(guī)劃的通知》。明確了新型儲能獨(dú)立市場主體地位，完善儲能參與各類電力市場的交易機(jī)制和技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)。

2022年12月，國網(wǎng)經(jīng)營區(qū)《新型儲能主體注冊規(guī)范指引》發(fā)布，規(guī)范指引適用于國家電網(wǎng)有限公司經(jīng)營區(qū)內(nèi)新型儲能主體的市場注冊、信息變更、注銷等業(yè)務(wù)管理工作。這是電力交易機(jī)構(gòu)首次從實(shí)施層面統(tǒng)一，明確將新型儲能作為獨(dú)立于發(fā)電企業(yè)、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(tài)。

隨著政策層面打通了儲能商業(yè)模式，儲能運(yùn)營商可參與電力現(xiàn)貨市場交易，通過峰谷價(jià)差等方式來擴(kuò)大盈利空間。

目前獨(dú)立儲能電站收入主要來自三個(gè)方面：現(xiàn)貨市場電能量交易收入、容量市場補(bǔ)償收入、容量租賃市場租金收入。國家發(fā)改委、國家能源局《關(guān)于進(jìn)一步推動(dòng)新型儲能參與電力市場和調(diào)度運(yùn)用的通知》指出，獨(dú)立儲能電站向電網(wǎng)送電的，其相應(yīng)充電電量不承擔(dān)輸配電價(jià)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(dú)立主體身份參與現(xiàn)貨交易，通過充放電，獲得電價(jià)差收入；另一方面來自于容量電費(fèi)：在現(xiàn)貨市場，以發(fā)電身份為系統(tǒng)提供可用容量，收取容量費(fèi)用或補(bǔ)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(jìn)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(tài)。

售電市場機(jī)遇與挑戰(zhàn)并存

2023年售電市場，機(jī)遇與挑戰(zhàn)并存。

2022年12月23日國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步做好電網(wǎng)企業(yè)代理購電工作的通知》，通知中提到，逐步優(yōu)化代理購電制度。各地要適應(yīng)當(dāng)?shù)仉娏κ袌霭l(fā)展進(jìn)程，鼓勵(lì)支持10千伏及以上的工商業(yè)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(dòng)百萬數(shù)量級工商業(yè)電力用戶全部進(jìn)入市場。

目前來看，售電企業(yè)的客戶類型主要為兩種：一類是大工業(yè)用戶，該類用戶用電量較大，對售電企業(yè)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(yè)實(shí)現(xiàn)負(fù)荷側(cè)聚合。

據(jù)相關(guān)資料顯示，目前仍有60%左右的中小型電力用戶未完全進(jìn)入市場，以電網(wǎng)企業(yè)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(jī)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(diǎn)：一對電力市場政策不了解，無法獨(dú)立完成交易。二是自身用電量體量較小，市場議價(jià)能力低。

隨著售電側(cè)改革深入，在未來的順價(jià)模式下，售電企業(yè)不再是僅賺取價(jià)差的“中介”角色，售電企業(yè)差異化服務(wù)將成為主流。隨著市場化改革的不斷推進(jìn)，供應(yīng)側(cè)的成本壓力必然會(huì)傳導(dǎo)給用戶側(cè)。在售電市場愈加激烈、價(jià)差空間透明化的當(dāng)下，同質(zhì)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(yè)必須盡快開辟新的業(yè)務(wù)，為客戶提供精準(zhǔn)的服務(wù)。如開展負(fù)荷聚集、虛擬電廠建設(shè)、綠電交易、綜合能源服務(wù)等，都將成為新的效益增長點(diǎn)。

電力供需預(yù)測：總體呈現(xiàn)緊平衡

2023年，我國電力供需總體呈現(xiàn)緊平衡，部分區(qū)域用電高峰時(shí)段電力供需偏緊。預(yù)計(jì)全社會(huì)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(fèi)國家，2022年占全球電力需求的31%。國際能源署預(yù)計(jì)，2023-2025年期間，中國電力需求年平均增幅為5.2%?！?/span>

——國際能源署《2023年電力市場報(bào)告》

【2023年預(yù)計(jì)我國經(jīng)濟(jì)運(yùn)行有望總體回升，拉動(dòng)電力消費(fèi)需求增速比2022年有所提高。正常氣候情況下，預(yù)計(jì)2023年全國全社會(huì)用電量9.15萬億千瓦時(shí)，比2022年增長6%左右。】

——中電聯(lián)《2023年度全國電力供需形勢分析預(yù)測報(bào)告》

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

根據(jù)中電聯(lián)預(yù)測，預(yù)計(jì)2023年全國電力供需總體緊平衡，部分區(qū)域用電高峰時(shí)段電力供需偏緊。迎峰度夏期間，華東、華中、南方區(qū)域電力供需形勢偏緊；華北、東北、西北區(qū)域電力供需基本平衡。迎峰度冬期間，華東、華中、南方、西北區(qū)域電力供需偏緊；華北區(qū)域電力供需緊平衡；東北區(qū)域電力供需基本平衡。

“指尖購電”時(shí)代全面來臨

我國電力市場分為電力批發(fā)市場和電力零售市場，在電力批發(fā)市場中，一般進(jìn)行的是雙邊協(xié)商交易，賣方是發(fā)電企業(yè)，買方是售電企業(yè)、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(jià)市場化改革以來，電力市場的發(fā)展按下加速鍵。電價(jià)市場化改革之前，我國只有40%的工商業(yè)用戶進(jìn)入電力市場交易，電價(jià)市場化改革后，全部工商業(yè)用戶入市。電力零售市場規(guī)范運(yùn)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(wǎng)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(yè)入市交易“硬門檻”。

目前，多地已經(jīng)開啟電力零售市場，“指尖售電”時(shí)代已經(jīng)全面來臨。

云南省是最早實(shí)施電力零售市場的省份，2020年12月云南打造了全國首個(gè)一站式電力零售交易“來淘電”平臺，在“來淘電”模式推動(dòng)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(yè)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(dòng)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(biāo)準(zhǔn)套餐、定制套餐選擇合適套餐；三是確認(rèn)電量、價(jià)格和協(xié)議內(nèi)容后即可一鍵下單完成購電。

2022年12月山西啟動(dòng)電力線上零售市場試運(yùn)行。線上零售平臺像是網(wǎng)上商城，電力用戶可以在平臺上選購適合自己的套餐，實(shí)現(xiàn)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(rèn)。零售用戶套餐選擇時(shí)，暫不具備分時(shí)計(jì)量條件的低壓、5G類用戶不能選擇帶有分時(shí)段屬性的零售套餐；除國家規(guī)定的不執(zhí)行峰谷電價(jià)的用戶外，參與現(xiàn)貨市場的35千伏及以上電壓等級非戰(zhàn)新交易零售用戶需選擇帶有分時(shí)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(yè)電力用戶（目前暫對10千伏級以上工商業(yè)用戶放開）。廣東電力零售平臺將購電端、售電端和平臺端進(jìn)行前、中、后臺分離，能夠?yàn)橛脩籼峁┚€上一站式服務(wù)，打破傳統(tǒng)電力交易模式，破解零售市場交易、價(jià)格、風(fēng)險(xiǎn)管理等方面的熱點(diǎn)難點(diǎn)問題，帶領(lǐng)百萬市場主體進(jìn)入購售電智能數(shù)字化時(shí)代。

浙江2022年9月2日上線全省統(tǒng)一數(shù)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(jià)購電套餐，一鍵定制個(gè)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(yù)計(jì)將突破30萬戶。

2023年2月27日，山東電力交易中心下發(fā)《關(guān)于開展e-交易APP零售交易試運(yùn)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(yùn)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(yùn)行。簽約方式有場內(nèi)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(dòng)工商業(yè)用戶全部進(jìn)入市場，將成為電力零售市場的全新模式，未來將大規(guī)模在全國多地上線。

（以上內(nèi)容節(jié)選自《2022年售電行業(yè)年度報(bào)告》）