全球能源市场进入动荡与变革，电力市场同步呈现新变化。

一、2023年，电力市场面临新变化

国际层面：能源安全问题被高度重视，随着俄乌局势演变，欧盟多国面临严重的能源安全问题。短期来看，部分国家煤电重启，推动油气供应多元化，推进核电建设;长期来看，可再生能源成为保证能源独立性的唯一手段，维护能源安全。

国内层面：自中发9号文印以来，电力市场化改革持续深入，电力市场建设取得积极成效，市场化电量占比达4.13万亿kWh，同比增长43%，占比超过75%，电力直接交易3.19万亿千瓦时，代理购电交易6384亿千瓦时。

全品种市场体系初步形成。电力市场体系建设逐渐完整：从空间上覆盖省间、省内;从时间上覆盖中长期、现货;从品种上覆盖电能量、辅助服务的全范围、全周期、全品种市场体系。

售电公司的表现尤其引得市场关注，从改革初期至今，从无到有，在推进市场化改革过程中发挥重要作用，目前有1700余家售电公司参与市场化交易，完成结算电量2.26万亿kWh，占交易电量的71.5%;86%的售电公司盈利，14%的售电公司亏损。

绿电绿证方面推动迅速，截至目前绿电交易152亿kWh，绿证交易145万张。

二、2023年全国电力供需总体紧平衡

当前，多种超预期、难预料的因素相互叠加激荡，我国发展面临的形势依然复杂严峻，以中国式现代化推动经济社会高质量发展，对保障能源安全、推动绿色转型提出新要求。

国际能源市场动荡加剧，产业链供应链面临严峻挑战。因此，确保能源产业链供应链安全成为当前能源电力行业的重要任务。

杨昆表示，随着后疫情时期国家经济形势的整体回升向好，全社会电力消费将有较大幅度增长。根据中电联预测，2023年全社会用电量将达到约9.15万亿千瓦时，一季度增速将超过3%，全年增速在6%左右。预计2023年，全国新增发电装机容量有望达到2.5亿千瓦，总发电装机容量将达到28.1亿千瓦左右。其中，非化石能源发电装机将达到约14.8亿千瓦，占总装机比重上升至52.5%左右。正常气候情况下，夏季全国最高用电负荷约为13.7亿千瓦左右，比2022年增加8000万千瓦；若出现长时段大范围极端高温天气，则全国最高用电负荷可能比2022年增加近1亿千瓦。

杨昆表示，从供需形势看，1-2月，我国全社会用电量增速与2022年四季度增速基本接近，总体延续平稳增长态势。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；迎峰度冬期间，华东、华中、南方、西北区域电力供需偏紧。

三、新能源消纳压力向用户侧传导，电价已有直观显现

新能源配储比例不足，抽蓄、火电灵活性改造等调节性资源近年增长有限，故 新能源消纳压力持续加大。新能源消纳压力影响不同时段的电力供需形势，日内供需宽松和紧张时段交替出现，在电力加快市场化背景下，峰谷价差已明显拉大：

1. 中小工商业客户由电网代理购电，多省2023年峰谷价差明显拉阔

2023年多省市拉大电网代理购电峰谷价差，显示出调峰压力向终端中小工商业 客户传导。山东、河北等新能源发展较快省份已明显下调午间电网代理购电电价， 另有上海等地上调傍晚高峰电价，峰谷价差明显拉阔。终端中小工商业用户面对日 益加大的峰谷价差，或承担更高电费，或改变用电行为进行需求侧响应，或配储进 行峰谷套利，无论哪种方式皆显示出调峰压力在向用户侧传导。

目前全国大部分地区峰谷电价呈现日内“一峰一谷”特征，浙江等地已呈现“两 峰两谷”特征。2019年7月，浙江率先开始推行正午低谷电价，将11：00-13：00设 置为低谷电价以刺激新能源企业自行调节，此后蒙西、山西、山东、甘肃、青海、宁 夏、新疆等新能源发电占比高且消纳能力有限省份相继跟进，依据当地消纳条件将 正午2-6小时时长设置为低谷电价，高峰电价上移与正午低谷甚至深谷时段拉长。

2、大型工商业客户通过电力中长期+现货市场购电，峰谷价差亦在走阔

2022年11月，国家能源局发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》、《电 力现货市场监管办法（征求意见稿）》，明确现货市场参与成员、市场价格与衔接机 制，对现货市场近期及中远期目标做出整体规划，电力现货市场建设从试点向全国 推广再进一步。

以现货市场制度比较健全的山东、广东两省为例，现货市场电价实时电价峰谷 价差亦有扩大趋势。根据广东省电力交易中心数据，近两年电力现货市场峰谷价差 呈现扩大趋势，2023年3月现货市场日内平均最大峰谷价差达1141.22元/MWh，相较于2022年3月提高162.70元/MWh。具体来看，现货市场高峰、低谷时段相应延长， 峰谷差较大时段亦有扩大趋势。

2023年为经济恢复初期，用户侧销售电价中枢上涨或受限。2022年用电量排名 前七的省份中，除内蒙古与河北各类型电源装机规模较大、电力供应相对富裕外， 广东、山东、江苏、浙江、河南份终端电价均呈现小幅上涨态势。五省1kV一般工商 业高峰电价从2022年1月的1.118元/kWh提升至2023年1月的1.179元/kWh，涨幅 5.46%；平段电价从2022年1月的0.738元/kWh提升至2023年1月的0.756元/kWh，涨 幅2.44%，但考虑到2023年为疫后经济恢复初期，预期销售电价难以出现明显上涨。

3、用户侧电价中枢上涨短期或受限，拉大峰谷价差成为大势所趋

若用户侧电价中枢上涨受限，则电源和电网侧难以配置足量灵活调节性资源， 故消纳压力将传导至用户侧，表现为用户侧峰谷价差拉大。2021年7月国家发展改革 委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，提出通过电价机制引导用户削峰 填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳。此后，各省峰谷电价呈现走阔态势，根 据国家电网披露的电网代理购电价格数据，全国30省市的平均峰谷价差从2021年12 月的0.69元/kWh提升至2023年3月的0.81元/kWh，山东、江苏、浙江、广东、湖北、 湖南等省份峰谷价差拉阔趋势明显。全国电网企业代理购电的一般工商业用户最大 峰谷价差超0.7元/kWh的省份由2021年12月的14个提升至2023年3月的23个，峰谷 价差走阔大势所趋。

文章来源： 星能研，广发证券，中国工业报