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……

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。

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更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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。