2022年我国风电、光伏发电量首次突破1万亿千瓦时，达到1.19万亿千瓦时，随着新能源发电量占比不断提升，高质量发展需要更加重视消纳工作。在我国“双碳”战略目标下，能源结构转型升级已成大势所趋。加之绿色能源相关政策法规相继出台，绿色电力发展已全面提速。北京电力交易中心预测，2023年绿电绿证交易机制得到进一步完善，交易规模将取得新突破。预计2023年国家将完成绿电交易超500亿千瓦时，完成绿证交易超500万张。

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。

售电市场机遇与挑战并存

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。

据相关资料显示，目前仍有60%左右的中小型电力用户未完全进入市场，以电网企业代理购电的方式用电；未入市电量超2万亿度。这对售电公司来说，是巨大的市场机遇，中小型电力用户或成为售电公司未来主要的客户群体。中小型电力用户参与市场存在以下痛点：一对电力市场政策不了解，无法独立完成交易。二是自身用电量体量较小，市场议价能力低。

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。

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。