从2015年《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》发布以来，我国电力市场化改革不断深入，市场化交易电量占比从2016年不到17%上升到2023年超过61%，市场机制已在资源配置中起到决定性作用。

根据中电联公布的数据显示，2023年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量56679.4亿千瓦时，同比增长7.9%，占全社会用电量比重为61.4%，同比提高0.6个百分点。其中全国电力市场中长期电力直接交易电量4.43万亿千瓦时，同比增长7%。

在全部市场交易电量中，省内交易电量合计为45090.1亿千瓦时，其中电力直接交易42995.3亿千瓦时（含绿电交易537.7亿千瓦时、电网代理购电8794.7亿千瓦时）、发电权交易1964.2亿千瓦时、其他交易130.5亿千瓦时。省间交易电量合计为11589.4亿千瓦时，其中省间电力直接交易1293.6亿千瓦时、省间外送交易10159.7亿千瓦时、发电权交易136.1亿千瓦时。

其中，国家电网区域各电力交易中心累计组织完成市场交易电量44433.6亿千瓦时，同比增长6.8%，占该区域全社会用电量的比重为61.1%，其中北京电力交易中心组织完成省间交易电量合计为10879.5亿千瓦时，同比增长13.2%；南方电网区域各电力交易中心累计组织完成市场交易电量9317.7亿千瓦时，同比增长9.2%，占该区域全社会用电量的比重为59.2%；内蒙古电力交易中心累计组织完成市场交易电量2928.1亿千瓦时，同比增长22.6%，占该区域全社会用电量的比重为77.3%。

2023年，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为44288.9亿千瓦时，同比增长7%。其中，省内电力直接交易（含绿电、电网代购）电量合计为42995.3亿千瓦时，省间电力直接交易（外受）电量合计为1293.6亿千瓦时。

2023年，国家电网区域中长期电力直接交易电量合计为33777亿千瓦时，同比增长5.6%；南方电网区域中长期电力直接交易电量合计为8149.7亿千瓦时，同比增长10.6%；蒙西电网区域中长期电力直接交易电量合计为2362.2亿千瓦时，同比增长15.5%。

2023年5月15日，《国家发展改革委关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕526号）正式发布。2023年6月1日起全国开启执行新一轮输配电价！

本轮输配电价改革在完善输配电价监管体系、加快推动电力市场建设等方面迈出了重要步伐：一是输配电价结构更加合理，不同电压等级电价更好反映了供电成本差异，为促进电力市场交易、推动增量配电网、微电网等发展创造有利条件；二是输配电价功能定位更加清晰，将原包含在输配电价中的上网环节线损和抽水蓄能容量电费单列，有利于更加及时、合理体现用户购电线损变化，清晰反映电力系统调节资源费用，进一步强化电网准许收入监管；三是激励约束机制更加健全，对负荷率较高的两部制用户的需量电价实施打折优惠，有利于引导用户合理报装容量，提升电力系统经济性。

我国自2015年开启新一轮电力体制改革以来，输配电价已历经两轮改革：2017年完成第一监管周期输配电价核定；2020年完成第二监管周期输配电价核定。第三监管周期输配电价在前两个周期基础上进一步完善，全面理顺各环节电价，使电价构成更加清晰，标志着我国输配电价改革向科学监管又迈进了一大步。

本轮输配电价改革主要表现为五个首次：首次实现了分电压等级输配电价结构的核定；首次分电压等级核定容需量电价；首次建立了基于负荷率的激励机制；首次建立了“系统运行费用”并在输配电价之外单列；首次单列上网环节线损费用，进一步还原电力商品属性。

在电价组成方面，新一轮输配电价开启之后，原包含在输配电价内的上网环节线损费用，在输配电价外单列，原包含在输配电价内的抽水蓄能容量电费等与输配环节无关的费用，调整到系统运行费用中，在输配电价外单列。即：

调整前：工商业用户电量电价=上网电价+综合输配电价（含上网环节线损费用、系统运行费用）+政府性基金及附加。

调整后：工商业用户电量电价=上网电价+上网环节线损费用+输配电价+系统运行费用+政府性基金及附加。

2023年11月，国家发改委《关于建立煤电容量电价机制的通知》正式出台，自2024年1月1日起建立煤电容量电价机制，对煤电实行两部制电价政策。

容量电价“靴子”落地，我国电价改革再下一城。煤电容量电价机制的出台，对于我国电价改革具有里程碑式的意义，标志着新型电力系统中体现电力多元价值的价格体系正在逐渐建立。

煤电经营成本包括折旧费、人工费、修理费、财务费等固定成本和燃煤等变动成本。目前，我国对煤电实行单一制电价，即煤电只有发电才能回收成本。电力市场成熟国家通常实行两部制电价，即容量电价主要回收机组固定成本、电量电价主要回收变动成本。我国建立煤电容量电价机制、对煤电实行两部制电价政策，既是近年来我国新能源快速发展的现实需要，也是下一步推动新能源进一步加快发展和能源绿色低碳转型的必然要求。

长期看，建立煤电容量电价机制，首次实现对煤电这一主力电源品种电能量价值和容量价值的区分，可有力推动构建多层次电力市场体系，引导煤电、新能源等市场参与者各展所长、各尽所能、充分竞争，全面优化电力资源配置，提升整个电力系统的经济性，从而对降低终端用户的用电成本也是有好处的。

2024-2025年，多数地方通过容量电价回收固定成本的比例为30%左右，部分煤电功能转型较快的地方采用50%。采用50%比例的省份分为三类：第一类是火电装机占比较低，比如四川、云南、青海，近年来其火电装机比例均低于15%；第二类是近年用电量增速快且水电占比较高的地区，比如广西、湖南、重庆；第三类是煤电发电利用小时数低的煤电装机大省，本地电网及其所在区域电网平衡能力有限的省份，比如河南。

2024年容量电价回收的固定成本比例按40%估算为132元/千瓦·年，对应容量电费是1327亿元，补偿容量电价对工商电价的影响不大，度电电费增加约0.01658元/千瓦时。假设按100%一次性疏导，估算对工商业电价影响约为0.04145元/千瓦时。未来补偿容量的增长小于工商电量的增长，单位度电补偿量还将呈逐年下降趋势。

2023年8月3日，国家发改委、财政部、国家能源局联合发布《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》（以下简称“通知”），明确对全国风电（含分散式风电和海上风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电）、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等已建档立卡的可再生能源发电项目所生产的全部电量核发绿证，实现绿证核发全覆盖，标志着绿证核发进入新阶段。

通知明确了绿色电力证书的地位、适用范围、核发与交易方式，明确了“绿电=可再生能源电力”，这标志着中国绿证机制基本成熟，进入全面运行阶段。国家将鼓励跨国公司及其产业链企业、外向型企业、行业龙头企业购买绿证、使用绿电，发挥示范带动作用。推动中央企业、地方国有企业、机关和事业单位发挥先行带头作用，稳步提升绿电消费比例。强化高耗能企业绿电消费责任，按要求提升绿电消费水平。支持重点企业、园区、城市等高比例消费绿色电力。

可再生能源绿色电力证书，即绿证，是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证。绿证作为可再生能源电力消费凭证，用于可再生能源电力消费量核算、可再生能源电力消费认证等。2017年，我国绿证制度正式施行。作为完善可再生能源政策的重大举措，绿证交易制度推出时被寄予厚望。从绿证类型看，目前我国绿证主要包括补贴绿证和无补贴绿证两类。其中补贴绿证核发范围为纳入国家补贴清单的陆上风电、光伏电站项目；无补贴绿证核发范围为平价（低价）陆上风电、光伏发电项目，以及超过全生命周期合理利用小时数或者达到补贴年限的可再生能源发电项目。

目前，国内绿证市场主要种类包括中国绿证GEC、国际绿证I-REC、全球可再生能源交易工具APXTIGRs等，其中GEC和I-REC使用更普遍。

据国家能源局统计，2022年全年核发绿证2060万个，对应电量206亿千瓦时，较2021年增长135%；交易数量达到969万个，对应电量96.9亿千瓦时，较2021年增长15.8倍。截至2022年底，全国累计核发绿证约5954万个，累计交易数量1031万个，有力推动经济社会绿色低碳转型和高质量发展。

我国试行绿证制度以来，绿证市场总体向好，初步推动全社会形成了较好的绿色电力消费意识，绿电绿证交易规模稳步扩大，截至2023年10月底，已累计达成绿电交易电量878亿千瓦时，核发绿证1.48亿个。

2023年12月13日，国家能源局召开绿证核发工作启动会，12家申领绿证的发电企业和10家绿色电力用户代表现场获颁国家能源局核发的首批绿色电力证书。国家能源局首批核发绿证约1191万个，涉及项目1168个、发电企业755家。随着我国可再生能源装机容量和发电量不断攀升，实现绿证核发全覆盖后，我国将成为全球最大的绿证供应市场。

从北京电力交易中心获悉，截至2023年12月13日，国家电网公司绿证交易平台累计交易绿证2364万张，交易量大幅增长；国家电网公司绿证交易平台单日最大交易量568万张，成交金额超1.1亿元，创我国绿证交易单日交易量新高，为推广绿证制度、强化绿证功能、提高绿证社会认可度发挥了重要作用。

绿电交易主要为光伏、风电等可再生能源发电。随着清洁能源装机规模持续增长，可再生能源已成为保障电力供应的重要力量。据国家能源局数据，截至2023年底，我国可再生能源总装机达14.5亿千瓦，占全国发电总装机超过50%，超过火电装机；我国可再生能源年内发电量3万亿千瓦时，约占全社会用电量的1/3，其中风电与光伏发电量占全社会用电量比重突破15%。

2023年以来，绿电交易实现跨越式增长。2023年，我国绿电交易完成537.7亿千瓦时，占全国市场交易量比重约为0.95%。公开资料显示，2023年，京津冀区域完成年度绿电交易超230亿千瓦。2023年浙江绿电交易电量达到82.13亿千瓦时，同比增长218.85%。2023年贵州绿电交易电量达7.9亿千瓦时，同比增长26倍。

此外，我国绿电交易试点迎来新发展。国家发改委办公厅、国家能源局综合司印发《关于内蒙古电力市场绿色电力交易试点方案的复函》，正式同意《内蒙古电力市场绿色电力交易试点方案》。这意味着，蒙西电网成为继国家电网、南方电网后，国家批复同意的第三个绿电交易试点。

此次内蒙古经国家批复同意成为我国第三个绿电交易试点，使我国第三大电网蒙西电网也有了自己的绿电交易平台。至此，我国主要电力市场均拥有了专门的绿电交易平台。我国有国家电网、南方电网、蒙西电网三大电网公司，此前绿电交易在国家电网、南方电网的市场范围内都已开展，而蒙西电网始终没有建设绿电交易试点。内蒙古非水可再生能源装机规模和发电量稳居全国第一，外送电力也居全国首位，绿电交易潜力巨大。随着越来越多高耗能企业被内蒙古丰富的绿电资源吸引，在蒙西电网开展绿电交易试点，将有助于入驻的高耗能企业获得相应的绿色权益。内蒙古成为绿电交易试点后，有利于绿电供应增长，市场规模扩大。

据彭博新能源财经披露的数据显示，科技巨头、重工业企业、车企和先进制造商目前在绿电市场中最为活跃。2023年中国企业绿电交易买方五强为阿里巴巴集团、宝钢股份（宝山基地）、立讯精密、宝马集团中国、腾讯（排行基于2023年11月10日已消纳，已签署协议或计划于2023年进行的绿电购电交易规模）。

中国企业绿电交易领先卖方有两家，发售一体的中广核能源有限公司，以及独立售电公司海澜电力有限公司。

近年来，随着新能源装机规模持续快速增长，进一步优化分时电价政策、刺激和鼓励用户通过优化用电方式削峰填谷，缓解保供压力、促进可再生能源消纳成为重要议题。

分时电价是指按系统运行状况，将一天24小时划分为若干个时段，每个时段按系统运行的平均边际成本收取电费，具有刺激和鼓励电力用户移峰填谷、优化用电方式的作用。

从全国各省份已基本建立起分时电价机制的适用范围发现，执行分时电价的用户普遍为大工业用户及一般工商业用户。从电价浮动来看，各省份峰谷电价浮动比例大多在50%-80%之间，而尖峰及深谷电价浮动比例在峰/谷电价基础上进一步拉大。从整体趋势上来看，主要呈现出拉大峰谷价差和“两充两放”地区渗透率提高上。

2023年，北京、山东、湖北、辽宁、宁夏、新疆、甘肃、福建、河北、云南、青海等11个省份出台了关于分时电价的新政策。其中山东推出《关于进一步优化工商业分时电价政策的通知》及福建省发改委下发《关于完善分时电价政策的通知》，进一步推动输配电价改革、拉大峰谷价差。湖北则推出《关于做好工商业分时电价机制有关工作的通知（征求意见稿）》，调整工商业电价至“午时谷电”模式倒逼用户侧增加光伏配储。

合理的峰谷电价价差，对发挥电价信号作用、引导电力用户削峰填谷非常关键。对于工商业用户而言，分时电价政策既可能导致部分企业用电成本增加，也会有分企业从中获益。

2023年，我国电力现货市场进入提速加速期。截至2023年底，全国共有29个地区开展电力现货市场（试）运行，建设覆盖范围达到空前。

政策层面，2023年9月，《电力现货市场基本规则（试行）》公布于众，标志着我国电力现货市场有了“基本法”。1个月后，《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》发布，提出推动现货市场转正式运行，有序扩大现货市场建设范围，有序实现电力现货市场全覆盖。

2023年12月22日，山西省电力现货市场由试运行转入正式运行，成为国内首个进入正式运行的省级电力现货市场。2023年12月29日，广东电力现货市场转入正式运行。与此同时，国内先后两批14个地区电力现货市场处于试点中，甘肃、山东的电力现货市场已接近正式运行的状态。

除山西和广东于2023年12月底转入正式运行外，蒙西、山东、甘肃持续开展不间断结算试运行；福建于12月7-21日完成了首次长周期双边结算试运行；四川在启动长周期连续结算试运行后，正探索开展枯水期火电长周期结算试运行工作。浙江推动开展2次调电试运行，并将在2024年适时启动现货市场运行。

第二批6个试点地区中，2023年，江苏、安徽、辽宁、湖北、河南有5个地区全年共完成9次结算试运行，运行时间合计230天。上海则是进行了调电试运行。其中最长时间为湖北，时长3个月，最短周期为上海，2次调电试运行共计16天。

非试点地区中，江西、宁夏、河北南网、陕西和重庆在2023年有了进展。2023年6月20日，江西率先完成全国首个非试点地区电力现货市场结算试运行，宁夏、河北南网、陕西和重庆于2023年下半年陆续启动结算试运行，青海和新疆首次开展模拟试运行和调电试运行，吉林首次开展模拟试运行。

2023年，国家能源局派出机构共向13个增量配电项目颁发了电力业务许可证（供电类），其中，第一批试点项目2个、第二批试点项目2个、第三批试点项目4个、第四批试点项目3个、第五批试点项目2个。

五批次增量配电业务试点中已取得电力业务许可证（供电类）的共计227个，约占试点数的五成。其中，第一批94个增量配电试点项目中取得电力业务许可证（供电类）77个，取证率81.9%；第二批88个增量配电试点项目中取得电力业务许可证（供电类）的44个，取证率为50%；第三批114个增量配电试点项目中取得电力业务许可证（供电类）的57个，取证率为50%；第四批84个增量配电试点项目中取得电力业务许可证（供电类）的34个，取证率为40.47%；第五批79个增量配电试点项目中取得电力业务许可证（供电类）的15个，取证率为18.98%。

五批次试点中在试点批复前取证（存量转增量项目）的共计22个，1年内取证的共计19个1-2年内取证的共计69个，2-3年内取证的共计74个，超过3年取证的共计43个。