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(kāi)展的第8年。

8年來(lái)，我國電力市場(chǎng)化改革初見(jiàn)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，市場(chǎng)優(yōu)化配置資源的作用增強，市場(chǎng)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(zhù)力破解電力市場(chǎng)的重點(diǎn)難點(diǎn)，全國統一電力市場(chǎng)體系加快建設、省級現貨市場(chǎng)實(shí)現全覆蓋、綠電綠證交易全面提速……2023，新一輪省級電網(wǎng)輸配電價(jià)或將公布，更多新型儲能也將成為市場(chǎng)主體，售電企業(yè)差異化服務(wù)將成為主流。

（來(lái)源：北極星售電網(wǎng) 作者：Rosa）

全國統一電力市場(chǎng)體系加快建設

當前，我國正加快建設全國統一電力市場(chǎng)體系。2022年1月，《關(guān)于加快建設全國統一電力市場(chǎng)體系的指導意見(jiàn)》（下稱(chēng)指導意見(jiàn)）正式發(fā)布，提出了健全多層次統一電力市場(chǎng)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(chǎng)。意見(jiàn)提出，2025年，我國統一電力市場(chǎng)將初步建成，其中國家市場(chǎng)與?。▍^、市）/區域市場(chǎng)協(xié)同運行，電力中長(cháng)期、現貨、輔助服務(wù)市場(chǎng)一體化設計。到2050年，統一電力市場(chǎng)體系基本建成，實(shí)現國家市場(chǎng)與?。▍^、市）/區域市場(chǎng)聯(lián)合運行，新能源全面參與市場(chǎng)交易。

如今指導意見(jiàn)已經(jīng)發(fā)布一年的時(shí)間，建設全國統一電力市場(chǎng)的步伐正在加快。

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

2023年，南方區域電力市場(chǎng)將進(jìn)入調電試運行階段，實(shí)現電力資源的優(yōu)化配置。南方區域電力市場(chǎng)將形成跨省與省內聯(lián)合運營(yíng)的統一大平臺，開(kāi)展多品種、高頻率的跨區、跨省電力交易。

新一輪省級電網(wǎng)輸配電價(jià)即將公布

目前我國第三監管周期輸配電價(jià)定價(jià)已經(jīng)全面開(kāi)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(chǎng)化奠定基礎。

2015年以來(lái)，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(mén)全面推進(jìn)輸配電價(jià)改革，開(kāi)展首輪輸配電成本監審，取得了積極成效。通過(guò)嚴格成本監審，共核減不應納入輸配電定價(jià)成本的不相關(guān)、不合理費用約1284億元，改革紅利全部用于降低實(shí)體經(jīng)濟用電成本。通過(guò)健全獨立輸配電價(jià)體系，推動(dòng)電價(jià)市場(chǎng)化程度顯著(zhù)提高，我國電力市場(chǎng)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(kāi)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(gè)省份的省級電網(wǎng)和華北、華東、東北、西北、華中5個(gè)區域電網(wǎng)，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(wǎng)成本監審委托電網(wǎng)公司所在地的省級價(jià)格主管部門(mén)具體負責監審；區域電網(wǎng)成本監審委托區域范圍內相關(guān)省級價(jià)格主管部門(mén)聯(lián)合監審。

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日起執行。這是省級電網(wǎng)第二監管周期輸配電價(jià)，標志著(zhù)我國輸配電價(jià)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(jià)核定在諸多方面取得了重要突破，表現為“一個(gè)全面、三個(gè)首次”，即全面完善了定價(jià)規則，規范了定價(jià)程序，實(shí)現了嚴格按機制定價(jià)；首次實(shí)現了對所有省級電網(wǎng)和區域電網(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)。第二監管周期輸配電價(jià)核定，積極運用降價(jià)空間，進(jìn)一步理順了輸配電價(jià)與目錄銷(xiāo)售電價(jià)的關(guān)系，為擴大市場(chǎng)化交易規模創(chuàng )造了更好條件；進(jìn)一步優(yōu)化了輸配電價(jià)結構，縮小了交叉補貼，為下一步相關(guān)政策完善奠定了基礎；進(jìn)一步解決了部分歷史遺留問(wèn)題，疏導了多個(gè)省份存在的電價(jià)矛盾；進(jìn)一步實(shí)現了輸配電價(jià)水平的穩中有降，多數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優(yōu)化配置。

2022年5月，國家發(fā)改委部署開(kāi)展第三監管周期輸配電定價(jià)成本監審實(shí)地審核工作，第三監管周期成本監審范圍包括33個(gè)省級電網(wǎng)和6個(gè)區域電網(wǎng)，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(jià)尚待發(fā)布，但局部地區已經(jīng)先行出臺試行的輸配電價(jià)。新疆生產(chǎn)建設兵團發(fā)改委已經(jīng)以第八師兵團作為試點(diǎn)，發(fā)布了《兵團發(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〔2022〕174號）。

對于業(yè)內較為關(guān)心的第三監管周期輸配電價(jià)如何監審？國家發(fā)改委在2022年發(fā)布的《關(guān)于加快建設全國統一電力市場(chǎng)體系的指導意見(jiàn)》中顯示，“強化電網(wǎng)輸配電準許收入監管，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(kāi)核算，妥善處理政策性交叉補貼。提升跨省跨區輸電價(jià)格機制靈活性，探索跨省跨區交易按最優(yōu)路徑組合等方式收取輸電費用?！笨梢钥吹?，電網(wǎng)企業(yè)輸配電業(yè)務(wù)和購售電業(yè)務(wù)分開(kāi)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)。

省級現貨市場(chǎng)全覆蓋

2023年，我國省級現貨市場(chǎng)有望實(shí)現全覆蓋。主要表現在首批試點(diǎn)陸續進(jìn)入長(cháng)周期結算試運行，第二批試點(diǎn)陸續開(kāi)展模擬試運行，非試點(diǎn)地區也相繼出臺現貨方案。

作為建設全國統一電力市場(chǎng)體系的重要布局之一，電力現貨市場(chǎng)的試點(diǎn)正在加快鋪開(kāi)。首批電力現貨試點(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)地區于2017年敲定、2019年6月底全面啟動(dòng)模擬試運行，此后相繼推進(jìn)按周、按月、按季度、按年連續結算。

2021年4月第二批現貨市場(chǎng)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(diǎn)省份順利完成從日、周到月不同時(shí)間維度和多種復雜場(chǎng)景的結算試運行，最長(cháng)連續運行時(shí)間已超過(guò)500天。

目前，國家電網(wǎng)經(jīng)營(yíng)區已有20個(gè)省級電網(wǎng)開(kāi)展了現貨市場(chǎng)試運行。南方區域電力現貨市場(chǎng)成功開(kāi)展調電試運行。整體來(lái)看，省級現貨市場(chǎng)中，廣東、福建、山西、甘肅連續試運行時(shí)間已超過(guò)一年；第二批現貨試點(diǎn)均已完成電力現貨市場(chǎng)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(diǎn)地區全面啟動(dòng)電力現貨市場(chǎng)建設，正在研究完善運行規則和籌建技術(shù)支撐系統。

進(jìn)入2023年，廣東、山西等地連續結算試運行依然在進(jìn)行中，年內也將有更多省級現貨試點(diǎn)進(jìn)入到長(cháng)周期結算試運行。隨著(zhù)越來(lái)越多的省份進(jìn)入長(cháng)周期結算試運行，可以預見(jiàn)，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(yè)、售電公司與大用戶(hù)面臨的交易挑戰越來(lái)越大。

同時(shí)，省間電力現貨交易連續結算試運行將在2023年繼續開(kāi)展，根據北京電力交易中心發(fā)布的《關(guān)于繼續開(kāi)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(kāi)展連續結算試運行，省間現貨市場(chǎng)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(chǎng)主體每個(gè)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(shí)際情況開(kāi)展。市場(chǎng)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(lái)，新能源入市交易迎來(lái)更多利好，在《關(guān)于加快建設全國統一電力市場(chǎng)體系的指導意見(jiàn)》中提到，到2030年，新能源將全面參與市場(chǎng)交易?？梢钥吹?，新能源全面進(jìn)入電力市場(chǎng)已經(jīng)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(fā)展速度快、運行質(zhì)量好、利用水平高、產(chǎn)業(yè)競爭力強的良好態(tài)勢。2022年全國風(fēng)電、光伏發(fā)電新增裝機突破1.2億千瓦，創(chuàng )歷史新高，帶動(dòng)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(fā)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(fēng)電、光伏發(fā)電量首次突破1萬(wàn)億千瓦時(shí)，達到1.19萬(wàn)億千瓦時(shí)，隨著(zhù)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(guān)政策法規相繼出臺，綠色電力發(fā)展已全面提速。北京電力交易中心預測，2023年綠電綠證交易機制得到進(jìn)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(shí)，完成綠證交易超500萬(wàn)張。

國家能源局數據顯示，2022年，全國可再生能源總裝機超過(guò)12億千瓦，水電、風(fēng)電、太陽(yáng)能發(fā)電、生物質(zhì)發(fā)電裝機均居世界首位。其中，風(fēng)電裝機容量約3.7億千瓦，同比增長(cháng)11.2%；太陽(yáng)能發(fā)電裝機容量約3.9億千瓦，同比增長(cháng)28.1%。

新能源市場(chǎng)化占比穩步提升。2020年到2022年，新能源市場(chǎng)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(chǎng)化交易價(jià)格也逐年升高。近三年國網(wǎng)經(jīng)營(yíng)區光伏市場(chǎng)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(lái)，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、財政部、國家能源局聯(lián)合下發(fā)《關(guān)于享受中央政府補貼的綠電項目參與綠電交易有關(guān)事項的通知》中明確，穩妥推進(jìn)享受?chē)铱稍偕茉囱a貼的綠電項目參與綠電交易，更好實(shí)現綠色電力環(huán)境價(jià)值。

文件規定，享受?chē)铱稍偕茉囱a貼的綠色電力，參與綠電交易時(shí)高于項目所執行的煤電基準電價(jià)的溢價(jià)收益等額沖抵國家可再生能源補貼或歸國家所有；發(fā)電企業(yè)放棄補貼的，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?chē)铱稍偕茉囱a貼并參與綠電交易的綠電優(yōu)先兌付補貼。這意味著(zhù)此后會(huì )有更多的綠色電力參與到市場(chǎng)化交易中來(lái)，綠電交易規模將呈現幾何級增長(cháng)。

新型儲能成為市場(chǎng)主體

在“雙碳”背景下，隨著(zhù)新能源大規模接入電網(wǎng)，電力系統也面臨著(zhù)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(fēng)電大規模并網(wǎng)，被視為新型電力系統的必要環(huán)節。

隨著(zhù)儲能鼓勵政策不斷出臺，新型儲能獨立市場(chǎng)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)，具備獨立計量、控制等技術(shù)條件，接入調度自動(dòng)化系統可被電網(wǎng)監控和調度，符合相關(guān)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(fā)電側、用戶(hù)側、電網(wǎng)側新型儲能均可參與市場(chǎng)交易。新型儲能具有響應快、配置靈活、建設周期短等優(yōu)勢，可在電力運行中發(fā)揮頂峰、調峰、調頻、爬坡、黑啟動(dòng)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(mén)在《關(guān)于進(jìn)一步推動(dòng)新型儲能參與電力市場(chǎng)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(chǎng)、鼓勵配建新型儲能與所屬電源聯(lián)合參與電力市場(chǎng)、加快推動(dòng)獨立儲能參與電力市場(chǎng)配合電網(wǎng)調峰……，為儲能參與電力市場(chǎng)提供了多種可能性。

2022年6月，國家發(fā)改委等九部門(mén)發(fā)布《關(guān)于印發(fā)“十四五”可再生能源發(fā)展規劃的通知》。明確了新型儲能獨立市場(chǎng)主體地位，完善儲能參與各類(lèi)電力市場(chǎng)的交易機制和技術(shù)標準。

2022年12月，國網(wǎng)經(jīng)營(yíng)區《新型儲能主體注冊規范指引》發(fā)布，規范指引適用于國家電網(wǎng)有限公司經(jīng)營(yíng)區內新型儲能主體的市場(chǎng)注冊、信息變更、注銷(xiāo)等業(yè)務(wù)管理工作。這是電力交易機構首次從實(shí)施層面統一，明確將新型儲能作為獨立于發(fā)電企業(yè)、售電公司和用戶(hù)的注冊類(lèi)型。這意味著(zhù)新型儲能參與電力市場(chǎng)成為常態(tài)。

隨著(zhù)政策層面打通了儲能商業(yè)模式，儲能運營(yíng)商可參與電力現貨市場(chǎng)交易，通過(guò)峰谷價(jià)差等方式來(lái)擴大盈利空間。

目前獨立儲能電站收入主要來(lái)自三個(gè)方面：現貨市場(chǎng)電能量交易收入、容量市場(chǎng)補償收入、容量租賃市場(chǎng)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(chǎng)和調度運用的通知》指出，獨立儲能電站向電網(wǎng)送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價(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(chǎng)，以獨立主體身份參與現貨交易，通過(guò)充放電，獲得電價(jià)差收入；另一方面來(lái)自于容量電費：在現貨市場(chǎng)，以發(fā)電身份為系統提供可用容量，收取容量費用或補償。

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

售電市場(chǎng)機遇與挑戰并存

2023年售電市場(chǎng)，機遇與挑戰并存。

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。各地要適應當地電力市場(chǎng)發(fā)展進(jìn)程，鼓勵支持10千伏及以上的工商業(yè)用戶(hù)直接參與電力市場(chǎng)，逐步縮小代理購電用戶(hù)范圍。隨著(zhù)制度的健全完善，將推動(dòng)百萬(wàn)數量級工商業(yè)電力用戶(hù)全部進(jìn)入市場(chǎng)。

目前來(lái)看，售電企業(yè)的客戶(hù)類(lèi)型主要為兩種：一類(lèi)是大工業(yè)用戶(hù)，該類(lèi)用戶(hù)用電量較大，對售電企業(yè)控制偏差起到幫助。另一類(lèi)是中小型用戶(hù)，用戶(hù)體量小，但聚少成多，可幫助售電企業(yè)實(shí)現負荷側聚合。

據相關(guān)資料顯示，目前仍有60%左右的中小型電力用戶(hù)未完全進(jìn)入市場(chǎng)，以電網(wǎng)企業(yè)代理購電的方式用電；未入市電量超2萬(wàn)億度。這對售電公司來(lái)說(shuō)，是巨大的市場(chǎng)機遇，中小型電力用戶(hù)或成為售電公司未來(lái)主要的客戶(hù)群體。中小型電力用戶(hù)參與市場(chǎng)存在以下痛點(diǎn)：一對電力市場(chǎng)政策不了解，無(wú)法獨立完成交易。二是自身用電量體量較小，市場(chǎng)議價(jià)能力低。

隨著(zhù)售電側改革深入，在未來(lái)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(zhù)市場(chǎng)化改革的不斷推進(jìn)，供應側的成本壓力必然會(huì )傳導給用戶(hù)側。在售電市場(chǎng)愈加激烈、價(jià)差空間透明化的當下，同質(zhì)化的盈利模式將難以維系。此外，電力用戶(hù)日益增長(cháng)的多樣化需求，也迫使售電企業(yè)必須盡快開(kāi)辟新的業(yè)務(wù)，為客戶(hù)提供精準的服務(wù)。如開(kāi)展負荷聚集、虛擬電廠(chǎng)建設、綠電交易、綜合能源服務(wù)等，都將成為新的效益增長(cháng)點(diǎn)。

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(shí)段電力供需偏緊。預計全社會(huì )用電量增速將在6%左右。

【未來(lái)三年，全球電力需求增長(cháng)的70%以上將來(lái)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%?！?/span>

——國際能源署《2023年電力市場(chǎng)報告》

【2023年預計我國經(jīng)濟運行有望總體回升，拉動(dòng)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(huì )用電量9.15萬(wàn)億千瓦時(shí)，比2022年增長(cháng)6%左右?！?/span>

——中電聯(lián)《2023年度全國電力供需形勢分析預測報告》

近年來(lái)，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(wàn)億千瓦時(shí)，同比增長(cháng)3.6%。2015-2022年的近8年來(lái)，我國全社會(huì )用電量已累計增長(cháng)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)）。

根據中電聯(lián)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(shí)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(shí)代全面來(lái)臨

我國電力市場(chǎng)分為電力批發(fā)市場(chǎng)和電力零售市場(chǎng)，在電力批發(fā)市場(chǎng)中，一般進(jìn)行的是雙邊協(xié)商交易，賣(mài)方是發(fā)電企業(yè)，買(mǎi)方是售電企業(yè)、電力大用戶(hù)。而在電力零售市場(chǎng)，賣(mài)方是售電商，買(mǎi)方則是中小型電力用戶(hù)。

電力零售市場(chǎng)作為電力市場(chǎng)的重要組成部分，是連接售電公司與零售用戶(hù)的橋梁。新一輪電價(jià)市場(chǎng)化改革以來(lái)，電力市場(chǎng)的發(fā)展按下加速鍵。電價(jià)市場(chǎng)化改革之前，我國只有40%的工商業(yè)用戶(hù)進(jìn)入電力市場(chǎng)交易，電價(jià)市場(chǎng)化改革后，全部工商業(yè)用戶(hù)入市。電力零售市場(chǎng)規范運行的壓力也在增大，線(xiàn)上交易作為便捷的交易方式，推出迫在眉睫。

而線(xiàn)上零售市場(chǎng)則是電力市場(chǎng)化改革“最后一公里”，用戶(hù)、售電公司像日常網(wǎng)購一樣在電商平臺上買(mǎi)電、賣(mài)電，可大幅降低售電公司的獲取客戶(hù)成本，有效破解中小微企業(yè)入市交易“硬門(mén)檻”。

目前，多地已經(jīng)開(kāi)啟電力零售市場(chǎng)，“指尖售電”時(shí)代已經(jīng)全面來(lái)臨。

云南省是最早實(shí)施電力零售市場(chǎng)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(lái)淘電”平臺，在“來(lái)淘電”模式推動(dòng)下，2021年云南省市場(chǎng)化購售電主體突破17萬(wàn)戶(hù)。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(guò)“來(lái)淘電”P(pán)C端或者移動(dòng)端按指引完成市場(chǎng)化注冊；二是注冊完成后從“來(lái)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(jià)格和協(xié)議內容后即可一鍵下單完成購電。

2022年12月山西啟動(dòng)電力線(xiàn)上零售市場(chǎng)試運行。線(xiàn)上零售平臺像是網(wǎng)上商城，電力用戶(hù)可以在平臺上選購適合自己的套餐，實(shí)現購售電雙方的高效對接。山西電力線(xiàn)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(hù)下單確認。零售用戶(hù)套餐選擇時(shí)，暫不具備分時(shí)計量條件的低壓、5G類(lèi)用戶(hù)不能選擇帶有分時(shí)段屬性的零售套餐；除國家規定的不執行峰谷電價(jià)的用戶(hù)外，參與現貨市場(chǎng)的35千伏及以上電壓等級非戰新交易零售用戶(hù)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(xiàn)電力市場(chǎng)零售平臺，9月19日至30日組織開(kāi)展廣東電力市場(chǎng)零售平臺公測。廣東電力零售平臺的適用用戶(hù)為全省工商業(yè)電力用戶(hù)（目前暫對10千伏級以上工商業(yè)用戶(hù)放開(kāi)）。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，能夠為用戶(hù)提供線(xiàn)上一站式服務(wù)，打破傳統電力交易模式，破解零售市場(chǎng)交易、價(jià)格、風(fēng)險管理等方面的熱點(diǎn)難點(diǎn)問(wèn)題，帶領(lǐng)百萬(wàn)市場(chǎng)主體進(jìn)入購售電智能數字化時(shí)代。

浙江2022年9月2日上線(xiàn)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(chǎng)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(hù)。未來(lái)浙江省市場(chǎng)化購售電主體預計將突破30萬(wàn)戶(hù)。

2023年2月27日，山東電力交易中心下發(fā)《關(guān)于開(kāi)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(kāi)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(chǎng)的電力用戶(hù)都可以參與e-交易APP零售的試運行。簽約方式有場(chǎng)內套餐、場(chǎng)外雙邊兩種。

線(xiàn)上電力零售市場(chǎng)以其便捷、透明的交易方式，有助于推動(dòng)工商業(yè)用戶(hù)全部進(jìn)入市場(chǎng)，將成為電力零售市場(chǎng)的全新模式，未來(lái)將大規模在全國多地上線(xiàn)。

（以上內容節選自《2022年售電行業(yè)年度報告》）