2023年9月全國電力相關政策出臺了43條，其中國家層面出臺相關政策有14條，地方層面出臺29條。國家層面出臺了很多征求意見稿。其中集中在電力工程類的有四條，電力輔助服務、需求側管理、增量配電網、負荷側管理相關政策集中出爐。

在地方政策層面，北京、上海、廣東、廣西、陜西、重慶、天津、新疆、西藏等19省區市發布電力市場、電價相關政策。整體看，相關電力政策出臺是為了規范地方電力市場交易，促進綠電消納相關。

重磅政策頻頻出臺

2023年9月國家層面出臺的14條政策中，最重磅的政策莫過于9月18日國家發改委和能源局出臺的《電力現貨市場基本規則（試行）》。從2015年提出電改到2022年中共中央、國務院《關于加快建設全國統一大市場的意見》提出，建設全國統一的能源市場。電力市場化改革的路雖然看似一直在推進，但始終缺少“臨門一腳”的關鍵一步，其中最大的限制可能就是規則的不明確。

當前，我國多層次統一電力市場體系已初具雛形：交易品種涵蓋電力中長期、現貨、輔助服務；交易范圍已覆蓋省間、省內；經營主體擴大到虛擬電廠、獨立儲能等新型主體；交易機構實現相對獨立規范運作，市場決定電力價格的機制初步形成，實際已經具備建立全國統一大市場的先決條件。

此次國家出臺的《電力現貨市場基本規則（試行）》可謂一場“及時雨”，能夠指導規范電力現貨市場建設，構建全國統一電力市場體系；提升電力安全保供能力，支撐國家能源安全；構建適合新能源發展的電力市場體系，助力新型電力系統建設；有效激發市場活力，探索新型主體參與電力市場的新模式、新機制。

電力規劃設計總院黨委書記、院長杜忠明撰文表示：《基本規則》建立了電力現貨市場風控機制，健全價格機制，形成反映系統供需價格信號，提出運行要求，推進電力現貨市場常態運轉，規范市場干預，提高電力市場運行應急能力。《基本規則》的發布，將對市場建設先行省份給予適度前瞻性指導，同時將成熟經驗盡快向各地推廣，減少試錯成本。

其他國家層面的政策比較重要的關于需求側和負荷側管理辦法出爐。這兩個政策都強調了誰獲利誰承擔的原則，對于電力調峰響應走向市場化，起到了積極的推動作用。

住建部在9月5日接連發布了幾條關于火電工程、輸電工程、配電工程和變電工程規范的征求意見稿。對輸配電線路設計、電網安全、對環境影響等方面對相應的工程提出新的要求。

電價與市場交易規則細化

地方層面出臺的政策有29條，基本都是與電價和電力市場交易相關的。除了廣東中山市出臺的《能源發展“十四五”規劃》是屬于能源綜合類的政策，其余基本都是電力交易和電力市場相關的政策。

貴州、深圳、湖北、廣西、西藏和上海四地出臺了關于電價相關的政策。

貴州：2022年起，新核準(備案)生物質發電項目未參與市場交易電量上網電價按同期燃煤發電上網基準價（含稅）執行，現行標準為每千瓦時0.3515元(含稅)。

深圳：供應企業應當嚴格執行居民生活用水、電、燃氣政府定價和相關價格政策，及時向社會公示價格，不得擅自在政府定價基礎上加價或者加收其他費用。

湖北：執行分時電價的電動汽車充換電設施，每日用電時段分為：平段7-17時，高峰時段17-23時（其中20-22時為尖峰時段），低谷時段23-次日7時。平段用電價格執行居民合表電價對應標準；高峰、尖峰時段用電價格以平段電價為基準，分別上浮0.1元/千瓦時、0.15元/千瓦時；低谷時段用電價格以平段電價為基準下浮0.15元/千瓦時。

廣西：核電、新能源市場化交易電源側結算電價平均每度電降低約0.02元，相關讓利全部返還至市場化交易用戶。

西藏：對上年度經營收入30萬元及以上、生產用電量0.8萬千瓦時及以上、年納稅額（不含個人所得稅）同比增長3%及以上的企業（農牧民專業合作社），電度電費超過0.33元/千瓦時的部分給予補貼；制氫制氧、供暖供氧及新能源裝備制造業。對上年度營業收入500萬元及以上、生產用電量20萬千瓦時及以上、年納稅額（不含個人所得稅）同比增長3%及以上的企業，電度電費超過0.33元/千瓦時的部分給予補貼。

上海：天然氣調峰發電機組的電量電價調整為每千瓦時0.6454元。天然氣調峰9E系列機組，全年發電利用小時300小時以內的電量電價，在上述電價基礎上每千瓦時增加0.15元；全年發電利用小時300（不含）-500（含）小時以內的電量電價，在上述電價基礎上每千瓦時增加0.1元。

從各省出臺的政策整體看，對于電力市場的結算方式、綠電參與電力市場交易、電力現貨出清方案、不同主體參與電力市場交易遵循的規則等方面做出了各自細化的規定，整體讓電力市場交易規則更明確也更完善，對于電價的市場化走向起到了一定的推動作用。