2024年，是我国电力体制改革的第9个年头。9年来，我国电力市场建设稳步有序推进，多元竞争格局进一步形成，电力的商品属性凸显，市场优化配置资源的作用明显增强，市场化交易电量大幅提升。现货市场建设多点开花，初步建立了反映实时电力供需的价格机制。

2024年我国电力改革将加速迈入深水区，着力破解电力市场的重点难点。全国统一电力市场雏形初现、电力现货市场加速建设、电力辅助服务市场价格机制形成、“新型储能”发展按下“加速键”、配电网将迎来颠覆式变革、电力供需总体呈现紧平衡、绿电、绿证交易提速。

01全国统一电力市场雏形初现

我国提出，到2025年，全国统一电力市场体系初步建成的目标：国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。

建设全国统一电力市场体系，是我国经济领域的一件大事。在2023年9月国家发改委、国家能源局发布的《电力现货市场基本规则（试行）》中提出，积极推动电力市场间衔接，加快构建全国统一电力市场体系，促进资源在更大范围内优化配置。

可以看到，我国加快建设全国统一电力市场体系的步伐正在进一步加快。

交易品种涵盖电力中长期、现货、辅助服务。交易范围覆盖省间、省内；经营主体扩大到虚拟电厂、独立储能等新型主体；交易机构实现相对独立规范运作，市场决定电力价格的机制初步形成，市场在资源优化配置中的决定性作用逐步显现，我国统一电力市场建设初具雏形。

而破解省间电力交易与省内电力交易的矛盾问题，实现电力资源在更大范围内共享互济和优化配置，是2024年需要面临和解决的问题。

国家层面，正研究制定电力市场“1+N”基础规则制度，健全多层次统一电力市场体系。南方区域电力现货市场也正在研究如何实现跨省多级协作，逐步走向正式运行。

02电力现货市场加速建设

2024年2月27日，国家发改委 国家能源局在《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》中提出，加快电力现货市场建设，支持调节资源通过市场化方式获取收益，明确了各类电源在现货市场中的发展路径。

可以看到，电力现货市场在优化资源配置、提升电力安全保供能力、促进可再生能源消纳等方面将发现显著显著作用。

2024年，我国省级现货市场有望实现全覆盖。主要表现在更多成熟运行的试点转入正式运行。第二批试点与非试点陆续展开模拟试运行与试结算。

首批电力现货试点中，南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃相继推进按周、按月、按季度、按年连续结算。其中山西省、广东省已经于2023年底宣布转入正式运行。

第二批现货试点中，上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北有5个地区在2023年共完成9次结算试运行。

非试点省份中，一些省份建设步伐较快。如江西率先完成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。

根据2023年国家发改委、国家能源局印发的《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》要求，电力现货市场转入正式运行需满足“各省/区域、省间现货市场连续运行一年以上，并依据市场出清结果进行调度生产和结算的，可按程序转入正式运行。”北极星售电网预测，山东省、甘肃省或将在2024年转入正式运行。

进入2024年，将有更多省级现货试点进入到长周期结算试运行，陕西、宁夏、安徽已经明确将于2024年3-4月间启动结算试运行。随着越来越多的省份进入长周期结算试运行，可以预见，现货交易品种日趋丰富、交易频次日渐增多，火电/新能源企业、售电公司与大用户面临的交易挑战越来越大。

03电力辅助服务市场价格机制形成

随着我国新能源快速建设，新能源的大比例接入使得电力系统运行管理的复杂性显著提升，对系统安全稳定运行提出更为严峻的挑战。电力系统对调频、备用等辅助服务的需求不断增加，电力辅助服务市场将发挥越来越重要的作用。

2024年2月，国家发改委、国家能源局发布关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知，自2024年3月1日起执行。此次建立健全电力辅助服务市场价格机制，总体思路是科学确定辅助服务市场需求，合理设置有偿辅助服务品种，规范辅助服务计价等市场规则。按照“谁服务、谁获利，谁受益、谁承担”的总体原则，不断完善辅助服务价格形成机制，推动辅助服务费用规范有序传导分担，充分调动灵活调节资源参与系统调节积极性。

自从2014年我国首个电力调峰辅助市场启动以来，已建立了较为完善的辅助服务市场体系，电力辅助服务市场交易品种包括调峰、调频、无功调节、备用等多个品种，我国已有14个地区启动电力辅助服务市场机制，但总体上电力辅助服务规模小、品种类型少，参与主体少。

此次进一步规范电力辅助服务价格机制，是适应新能源快速发展的前提，也是实现我国能源绿色低碳转型的现实需要。2024年，各地将按照通知要求，系统梳理辅助服务市场运行和收费情况，完善辅助服务价格政策和交易规则等，于2024年7-8月前重新明确辅助服务价格机制和水平。

04“新型储能”发展按下“加速键”

2024年的《政府工作报告》，首次将发展“新型储能”写进其中，这意味着新型储能发展作为我国经济发展“新动能”的地位得到了广泛认可。首次被写入2024年《政府工作报告》，也意味着发展“新型储能”将成为2024年乃至今后相当长时期内，我国经济社会工作的重要任务之一。

2023年，无论是项目推进还是技术创新，新型储能都实现了快速发展。数据显示，2023年，中国新增投运新型储能装机容量为21.5吉瓦/46.6吉瓦时，首次突破20吉瓦，三倍于2022年的水平，功率和能量规模同比增长均超150%。

2024年，新型储能市场将延续高速发展态势，预计全年新增装机容量将超过35吉瓦，有望实现连续3年单年新增装机容量超过累计装机规模。

未来，我国新型储能将呈现产业规模化、技术精益化、机制体系化齐头并进的发展方向。与此同时，新型储能目前在多地可以多种方式参与电力市场及现货市场交易，日趋完善的商业模式将推动新型储能更加精准匹配电力系统调节需求。

05配电网将迎来颠覆式变革

2024年2月，国家发改委、能源局发布《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》。这是“双碳”目标提出以来，相关部门首次以正式文件的形式对新形势下配电网的发展提出的具体要求。

配电系统是构建新型电力系统和分布式智能电网的关键领域，是区域多能源互补的协同平台、交易平台、分布式能源接入和消纳平台。随着分布式新能源的快速发展，电动汽车规模的日益增大，电力市场建设的不断推进，都对配电网的发展提出了更高要求。

为实现“双碳”目标、支撑构建新型电力系统，配电网需具备更强的承载力，在形态上从传统的“无源”单向辐射网络向“有源”双向交互系统转变，以满足大规模分布式新能源、新型储能、电动汽车充电设施等各类新业态发展接入需求。《指导意见》提出了2025年配电网承载能力的发展目标，到2025年，配电网承载力和灵活性显著提升，具备5亿千瓦左右分布式新能源、1200万台左右充电桩接入能力。

可以预见，2024年，将是配电网建设改造的关键一年。推动网源协同，提升配电网分布式新能源承载能力、电动汽车等新型负荷承载能力；推动网储协同，提升配电网灵活调节能力。