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展的第8年。

8年來，我國電力市場化改革初見成效，多元競爭格局初步形成，電力的商品屬性進一步顯現(xiàn)，市場優(yōu)化配置資源的作用增強，市場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(qū)，著力破解電力市場的重點難點，全國統(tǒng)一電力市場體系加快建設(shè)、省級現(xiàn)貨市場實現(xiàn)全覆蓋、綠電綠證交易全面提速……2023，新一輪省級電網(wǎng)輸配電價或?qū)⒐?，更多新型儲能也將成為市場主體，售電企業(yè)差異化服務(wù)將成為主流。

（來源：北極星售電網(wǎng) 作者：Rosa）

全國統(tǒng)一電力市場體系加快建設(shè)

當前，我國正加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系。2022年1月，《關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》（下稱指導意見）正式發(fā)布，提出了健全多層次統(tǒng)一電力市場體系的具體要求，鼓勵在承接國家區(qū)域重大戰(zhàn)略的地區(qū)建設(shè)區(qū)域電力市場。意見提出，2025年，我國統(tǒng)一電力市場將初步建成，其中國家市場與?。▍^(qū)、市）/區(qū)域市場協(xié)同運行，電力中長期、現(xiàn)貨、輔助服務(wù)市場一體化設(shè)計。到2050年，統(tǒng)一電力市場體系基本建成，實現(xiàn)國家市場與?。▍^(qū)、市）/區(qū)域市場聯(lián)合運行，新能源全面參與市場交易。

如今指導意見已經(jīng)發(fā)布一年的時間，建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場的步伐正在加快。

2023年，國網(wǎng)區(qū)域各省份都將在統(tǒng)一電力市場體系建設(shè)中加快步伐。從各地發(fā)布的2023年能源相關(guān)規(guī)劃可以看到，深化電力市場改革、統(tǒng)一電力市場體系建設(shè)，被列入年度重點任務(wù)之一。如遼寧計劃構(gòu)建東北區(qū)域能源交易中心，山西將主動參與全國電力現(xiàn)貨交易規(guī)則制定和區(qū)域電力市場建設(shè)……

2023年，南方區(qū)域電力市場將進入調(diào)電試運行階段，實現(xiàn)電力資源的優(yōu)化配置。南方區(qū)域電力市場將形成跨省與省內(nèi)聯(lián)合運營的統(tǒng)一大平臺，開展多品種、高頻率的跨區(qū)、跨省電力交易。

新一輪省級電網(wǎng)輸配電價即將公布

目前我國第三監(jiān)管周期輸配電價定價已經(jīng)全面開展，將于今年公布。

輸配電價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，為電力價格市場化奠定基礎(chǔ)。

2015年以來，按照黨中央和國務(wù)院決策部署，國家發(fā)改委會同有關(guān)部門全面推進輸配電價改革，開展首輪輸配電成本監(jiān)審，取得了積極成效。通過嚴格成本監(jiān)審，共核減不應納入輸配電定價成本的不相關(guān)、不合理費用約1284億元，改革紅利全部用于降低實體經(jīng)濟用電成本。通過健全獨立輸配電價體系，推動電價市場化程度顯著提高，我國電力市場化交易比重由改革前的14%，提高至2022年的60.8%，有效促進了電力資源合理配置。

2019年國家發(fā)改委全面組織開展新一輪輸配電成本監(jiān)審，監(jiān)審范圍包括全國除西藏以外30個省份的省級電網(wǎng)和華北、華東、東北、西北、華中5個區(qū)域電網(wǎng)，監(jiān)審期間為第一監(jiān)審周期后一年度至2018年度。其中，省級電網(wǎng)成本監(jiān)審委托電網(wǎng)公司所在地的省級價格主管部門具體負責監(jiān)審；區(qū)域電網(wǎng)成本監(jiān)審委托區(qū)域范圍內(nèi)相關(guān)省級價格主管部門聯(lián)合監(jiān)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)輸配電價的通知》，公布了33個省級電網(wǎng)輸配電價表，自2021年1月1日起執(zhí)行。這是省級電網(wǎng)第二監(jiān)管周期輸配電價，標志著我國輸配電價監(jiān)管體系基本完善。與第一監(jiān)管周期相比，第二監(jiān)管周期輸配電價核定在諸多方面取得了重要突破，表現(xiàn)為“一個全面、三個首次”，即全面完善了定價規(guī)則，規(guī)范了定價程序，實現(xiàn)了嚴格按機制定價；首次實現(xiàn)了對所有省級電網(wǎng)和區(qū)域電網(wǎng)輸配電價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，首次將“網(wǎng)對網(wǎng)”外送輸電價格納入省級電網(wǎng)核價。第二監(jiān)管周期輸配電價核定，積極運用降價空間，進一步理順了輸配電價與目錄銷售電價的關(guān)系，為擴大市場化交易規(guī)模創(chuàng)造了更好條件；進一步優(yōu)化了輸配電價結(jié)構(gòu)，縮小了交叉補貼，為下一步相關(guān)政策完善奠定了基礎(chǔ)；進一步解決了部分歷史遺留問題，疏導了多個省份存在的電價矛盾；進一步實現(xiàn)了輸配電價水平的穩(wěn)中有降，多數(shù)省份聚焦降低大工業(yè)輸配電價。同時，充分考慮外送電省份實際情況，制定了合理的外送電輸電價格，將有力促進電力資源在更大范圍內(nèi)優(yōu)化配置。

2022年5月，國家發(fā)改委部署開展第三監(jiān)管周期輸配電定價成本監(jiān)審實地審核工作，第三監(jiān)管周期成本監(jiān)審范圍包括33個省級電網(wǎng)和6個區(qū)域電網(wǎng)，監(jiān)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尚待發(fā)布，但局部地區(qū)已經(jīng)先行出臺試行的輸配電價。新疆生產(chǎn)建設(shè)兵團發(fā)改委已經(jīng)以第八師兵團作為試點，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（試行）的通知》（兵發(fā)改價格規(guī)〔2022〕174號）。

對于業(yè)內(nèi)較為關(guān)心的第三監(jiān)管周期輸配電價如何監(jiān)審？國家發(fā)改委在2022年發(fā)布的《關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》中顯示，“強化電網(wǎng)輸配電準許收入監(jiān)管，推動電網(wǎng)企業(yè)輸配電業(yè)務(wù)和購售電業(yè)務(wù)分開核算，妥善處理政策性交叉補貼。提升跨省跨區(qū)輸電價格機制靈活性，探索跨省跨區(qū)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)分開核算將成大勢所趨，進一步剝離電網(wǎng)企業(yè)競爭性業(yè)務(wù)和非競爭性業(yè)務(wù)。

省級現(xiàn)貨市場全覆蓋

2023年，我國省級現(xiàn)貨市場有望實現(xiàn)全覆蓋。主要表現(xiàn)在首批試點陸續(xù)進入長周期結(jié)算試運行，第二批試點陸續(xù)開展模擬試運行，非試點地區(qū)也相繼出臺現(xiàn)貨方案。

作為建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的重要布局之一，電力現(xiàn)貨市場的試點正在加快鋪開。首批電力現(xiàn)貨試點南方（以廣東起步）、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅8個地區(qū)于2017年敲定、2019年6月底全面啟動模擬試運行，此后相繼推進按周、按月、按季度、按年連續(xù)結(jié)算。

2021年4月第二批現(xiàn)貨市場公布于眾，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(xiàn)貨試點省份順利完成從日、周到月不同時間維度和多種復雜場景的結(jié)算試運行，最長連續(xù)運行時間已超過500天。

目前，國家電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)已有20個省級電網(wǎng)開展了現(xiàn)貨市場試運行。南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場成功開展調(diào)電試運行。整體來看，省級現(xiàn)貨市場中，廣東、福建、山西、甘肅連續(xù)試運行時間已超過一年；第二批現(xiàn)貨試點均已完成電力現(xiàn)貨市場模擬試運行，其中江蘇完成結(jié)算試運行，安徽完成調(diào)電試運行；非試點地區(qū)全面啟動電力現(xiàn)貨市場建設(shè)，正在研究完善運行規(guī)則和籌建技術(shù)支撐系統(tǒng)。

進入2023年，廣東、山西等地連續(xù)結(jié)算試運行依然在進行中，年內(nèi)也將有更多省級現(xiàn)貨試點進入到長周期結(jié)算試運行。隨著越來越多的省份進入長周期結(jié)算試運行，可以預見，現(xiàn)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)、售電公司與大用戶面臨的交易挑戰(zhàn)越來越大。

同時，省間電力現(xiàn)貨交易連續(xù)結(jié)算試運行將在2023年繼續(xù)開展，根據(jù)北京電力交易中心發(fā)布的《關(guān)于繼續(xù)開展省間電力現(xiàn)貨交易連續(xù)結(jié)算試運行的通知》顯示，計劃自2023年1月1日繼續(xù)開展連續(xù)結(jié)算試運行，省間現(xiàn)貨市場連續(xù)結(jié)算試運行將繼續(xù)執(zhí)行《省間電力現(xiàn)貨交易規(guī)則（試行）》。市場主體每個工作日申報次日省間日前現(xiàn)貨交易，每周五申報后三天省間日前現(xiàn)貨交易，節(jié)假日按實際情況開展。市場主體每日申報當日的省間日內(nèi)現(xiàn)貨交易。

綠電綠證交易全面提速

近兩年來，新能源入市交易迎來更多利好，在《關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》中提到，到2030年，新能源將全面參與市場交易?？梢钥吹剑履茉慈孢M入電力市場已經(jīng)步入提速階段。

根據(jù)國家能源局公布的數(shù)據(jù)顯示，我國可再生能源呈現(xiàn)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年我國風電、光伏發(fā)電量首次突破1萬億千瓦時，達到1.19萬億千瓦時，隨著新能源發(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(zhàn)略目標下，能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型升級已成大勢所趨。加之綠色能源相關(guān)政策法規(guī)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一步完善，交易規(guī)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，完成綠證交易超500萬張。

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

新能源市場化占比穩(wěn)步提升。2020年到2022年，新能源市場化交易電量分別為1317.80億千瓦時、2136.57億千瓦時、3464.94億千瓦時，分別占新能源交易電量的24.13%、28.28%、38.42%。同一時期，新能源市場化交易價格也逐年升高。近三年國網(wǎng)經(jīng)營區(qū)光伏市場化交易價格分別為0.141元/千瓦時、0.221元/千瓦時，0.235元/千瓦時。

進入2023年以來，我國發(fā)布的文件以及相關(guān)會議，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(wěn)妥推進享受國家可再生能源補貼的綠電項目參與綠電交易，更好實現(xiàn)綠色電力環(huán)境價值。

文件規(guī)定，享受國家可再生能源補貼的綠色電力，參與綠電交易時高于項目所執(zhí)行的煤電基準電價的溢價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(tǒng)一參加綠電交易或綠證交易。綠電交易產(chǎn)生的溢價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。享受國家可再生能源補貼并參與綠電交易的綠電優(yōu)先兌付補貼。這意味著此后會有更多的綠色電力參與到市場化交易中來，綠電交易規(guī)模將呈現(xiàn)幾何級增長。

新型儲能成為市場主體

在“雙碳”背景下，隨著新能源大規(guī)模接入電網(wǎng)，電力系統(tǒng)也面臨著電力電量平衡、系統(tǒng)安全穩(wěn)定、新能源高效利用等多重挑戰(zhàn)。儲能以其靈活調(diào)節(jié)能力，支撐光電風電大規(guī)模并網(wǎng)，被視為新型電力系統(tǒng)的必要環(huán)節(jié)。

隨著儲能鼓勵政策不斷出臺，新型儲能獨立市場主體地位逐漸明晰。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(diào)度自動化系統(tǒng)可被電網(wǎng)監(jiān)控和調(diào)度，符合相關(guān)標準規(guī)范和本規(guī)范指引要求，具有法人資格的獨立儲能主體。發(fā)電側(cè)、用戶側(cè)、電網(wǎng)側(cè)新型儲能均可參與市場交易。新型儲能具有響應快、配置靈活、建設(shè)周期短等優(yōu)勢，可在電力運行中發(fā)揮頂峰、調(diào)峰、調(diào)頻、爬坡、黑啟動等多種作用，是構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的重要組成部分。對此，兩部門在《關(guān)于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)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、鼓勵配建新型儲能與所屬電源聯(lián)合參與電力市場、加快推動獨立儲能參與電力市場配合電網(wǎng)調(diào)峰……，為儲能參與電力市場提供了多種可能性。

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

2022年12月，國網(wǎng)經(jīng)營區(qū)《新型儲能主體注冊規(guī)范指引》發(fā)布，規(guī)范指引適用于國家電網(wǎng)有限公司經(jīng)營區(qū)內(nèi)新型儲能主體的市場注冊、信息變更、注銷等業(yè)務(wù)管理工作。這是電力交易機構(gòu)首次從實施層面統(tǒng)一，明確將新型儲能作為獨立于發(fā)電企業(yè)、售電公司和用戶的注冊類型。這意味著新型儲能參與電力市場成為常態(tài)。

隨著政策層面打通了儲能商業(yè)模式，儲能運營商可參與電力現(xiàn)貨市場交易，通過峰谷價差等方式來擴大盈利空間。

目前獨立儲能電站收入主要來自三個方面：現(xiàn)貨市場電能量交易收入、容量市場補償收入、容量租賃市場租金收入。國家發(fā)改委、國家能源局《關(guān)于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)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，以獨立主體身份參與現(xiàn)貨交易，通過充放電，獲得電價差收入；另一方面來自于容量電費：在現(xiàn)貨市場，以發(fā)電身份為系統(tǒng)提供可用容量，收取容量費用或補償。

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

售電市場機遇與挑戰(zhàn)并存

2023年售電市場，機遇與挑戰(zhàn)并存。

2022年12月23日國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進一步做好電網(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?shù)仉娏κ袌霭l(fā)展進程，鼓勵支持10千伏及以上的工商業(yè)用戶直接參與電力市場，逐步縮小代理購電用戶范圍。隨著制度的健全完善，將推動百萬數(shù)量級工商業(yè)電力用戶全部進入市場。

目前來看，售電企業(yè)的客戶類型主要為兩種：一類是大工業(yè)用戶，該類用戶用電量較大，對售電企業(yè)控制偏差起到幫助。另一類是中小型用戶，用戶體量小，但聚少成多，可幫助售電企業(yè)實現(xiàn)負荷側(cè)聚合。

據(jù)相關(guān)資料顯示，目前仍有60%左右的中小型電力用戶未完全進入市場，以電網(wǎng)企業(yè)代理購電的方式用電；未入市電量超2萬億度。這對售電公司來說，是巨大的市場機遇，中小型電力用戶或成為售電公司未來主要的客戶群體。中小型電力用戶參與市場存在以下痛點：一對電力市場政策不了解，無法獨立完成交易。二是自身用電量體量較小，市場議價能力低。

隨著售電側(cè)改革深入，在未來的順價模式下，售電企業(yè)不再是僅賺取價差的“中介”角色，售電企業(yè)差異化服務(wù)將成為主流。隨著市場化改革的不斷推進，供應側(cè)的成本壓力必然會傳導給用戶側(cè)。在售電市場愈加激烈、價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，電力用戶日益增長的多樣化需求，也迫使售電企業(yè)必須盡快開辟新的業(yè)務(wù)，為客戶提供精準的服務(wù)。如開展負荷聚集、虛擬電廠建設(shè)、綠電交易、綜合能源服務(wù)等，都將成為新的效益增長點。

電力供需預測：總體呈現(xiàn)緊平衡

2023年，我國電力供需總體呈現(xiàn)緊平衡，部分區(qū)域用電高峰時段電力供需偏緊。預計全社會用電量增速將在6%左右。

【未來三年，全球電力需求增長的70%以上將來自中國、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%。】

——國際能源署《2023年電力市場報告》

【2023年預計我國經(jīng)濟運行有望總體回升，拉動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年全國全社會用電量9.15萬億千瓦時，比2022年增長6%左右?！?/p>

——中電聯(lián)《2023年度全國電力供需形勢分析預測報告》

近年來，我國全社會用電量呈逐年攀升的態(tài)勢。2022年，我國全社會用電量8.64萬億千瓦時，同比增長3.6%。2015-2022年的近8年來，我國全社會用電量已累計增長30872億千瓦時，接近2007年全國全社會用電量（2007年全社會用電量為32458億千瓦時）。

根據(jù)中電聯(lián)預測，預計2023年全國電力供需總體緊平衡，部分區(qū)域用電高峰時段電力供需偏緊。迎峰度夏期間，華東、華中、南方區(qū)域電力供需形勢偏緊；華北、東北、西北區(qū)域電力供需基本平衡。迎峰度冬期間，華東、華中、南方、西北區(qū)域電力供需偏緊；華北區(qū)域電力供需緊平衡；東北區(qū)域電力供需基本平衡。

“指尖購電”時代全面來臨

我國電力市場分為電力批發(fā)市場和電力零售市場，在電力批發(fā)市場中，一般進行的是雙邊協(xié)商交易，賣方是發(fā)電企業(yè)，買方是售電企業(yè)、電力大用戶。而在電力零售市場，賣方是售電商，買方則是中小型電力用戶。

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

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

目前，多地已經(jīng)開啟電力零售市場，“指尖售電”時代已經(jīng)全面來臨。

云南省是最早實施電力零售市場的省份，2020年12月云南打造了全國首個一站式電力零售交易“來淘電”平臺，在“來淘電”模式推動下，2021年云南省市場化購售電主體突破17萬戶。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“來淘電”PC端或者移動端按指引完成市場化注冊；二是注冊完成后從“來淘電”提供的標準套餐、定制套餐選擇合適套餐；三是確認電量、價格和協(xié)議內(nèi)容后即可一鍵下單完成購電。

2022年12月山西啟動電力線上零售市場試運行。線上零售平臺像是網(wǎng)上商城，電力用戶可以在平臺上選購適合自己的套餐，實現(xiàn)購售電雙方的高效對接。山西電力線上零售交易流程為：售電公司虛擬商鋪管理、零售套餐編制、零售套餐上下架、零售用戶下單確認。零售用戶套餐選擇時，暫不具備分時計量條件的低壓、5G類用戶不能選擇帶有分時段屬性的零售套餐；除國家規(guī)定的不執(zhí)行峰谷電價的用戶外，參與現(xiàn)貨市場的35千伏及以上電壓等級非戰(zhàn)新交易零售用戶需選擇帶有分時段屬性的零售套餐。

廣東在2022年9月份上線電力市場零售平臺，9月19日至30日組織開展廣東電力市場零售平臺公測。廣東電力零售平臺的適用用戶為全省工商業(yè)電力用戶（目前暫對10千伏級以上工商業(yè)用戶放開）。廣東電力零售平臺將購電端、售電端和平臺端進行前、中、后臺分離，能夠為用戶提供線上一站式服務(wù)，打破傳統(tǒng)電力交易模式，破解零售市場交易、價格、風險管理等方面的熱點難點問題，帶領(lǐng)百萬市場主體進入購售電智能數(shù)字化時代。

浙江2022年9月2日上線全省統(tǒng)一數(shù)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信息，一鍵篩選售電公司，一鍵比價購電套餐，一鍵定制個性需求，一鍵簽約零售用戶。未來浙江省市場化購售電主體預計將突破30萬戶。

2023年2月27日，山東電力交易中心下發(fā)《關(guān)于開展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月零售市場的電力用戶都可以參與e-交易APP零售的試運行。簽約方式有場內(nèi)套餐、場外雙邊兩種。

線上電力零售市場以其便捷、透明的交易方式，有助于推動工商業(yè)用戶全部進入市場，將成為電力零售市場的全新模式，未來將大規(guī)模在全國多地上線。