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行业发展离不开政策的支持和引导。2023年，有哪些新政出台，支持电力行业的蓬勃发展呢？北极星输配电网整理了2023年重磅政策，以飨读者。
为切实做好电力安全监管工作，有效防范电力生产事故，国家能源局组织电力行业有关单位及部分专家，根据近年来电力生产事故的经验教训，以及电力行业的发展趋势，结合已颁布的标准规范，对2014年印发的《防止电力生产事故的二十五项重点要求》（国能安全〔2014〕161号）进行了修订，形成了新版本的《防止电力生产事故的二十五项重点要求》。
国家发展改革委发布关于印发《国家碳达峰试点建设方案》（以下简称《方案》）的通知。
《方案》明确，加快提升能源清洁化利用效率。开展园区节能诊断，系统分析园区能源利用状况，充分挖掘园区能源节约潜力，推进节能降碳改造，推广高效节能设备。推动园区用能系统再造，开展一体化供用能方案设计，加快园区用能电气化改造，推广综合能源站、源网荷储一体化、新能源微网等绿色高效供用能模式，推动能源梯级高效利用。积极推广应用各类清洁能源替代技术产品，提升园区清洁能源利用水平。
5月9日，国家发展改革委印发了《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》。《通知》明确了用户用电价格逐步归并为居民生活、农业生产及工商业用电（除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电）三类；尚未实现工商业同价的地方，用户用电价格可分为居民生活、农业生产、大工业、一般工商业用电（除执行居民生活、农业生产和大工业用电价格以外的用电）四类。
工商业用户，用电容量在100千伏安及以下的，执行单一制电价；100千伏安至315千伏安之间的，可选择执行单一制或两部制电价；315千伏安及以上的，执行两部制电价，现执行单一制电价的用户可选择执行单一制电价或两部制电价。选择执行需量电价计费方式的两部制用户，每月每千伏安用电量达到260千瓦时及以上的，当月需量电价按本通知核定标准90%执行。每月每千伏安用电量为用户所属全部计量点当月总用电量除以合同变压器容量。
工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成。系统运行费用包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等。上网环节线损费用按实际购电上网电价和综合线损率计算。电力市场暂不支持用户直接采购线损电量的地方，继续由电网企业代理采购线损电量，代理采购损益按月向全体工商业用户分摊或分享。
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。
7月25日，国家发改委、财政部、国家能源局联合印发了《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》。
《通知》指出，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。国家对符合条件的可再生能源电量核发绿证，1个绿证单位对应1000千瓦时可再生能源电量。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，其中：可交易绿证除用作可再生能源电力消费凭证外，还可通过参与绿证绿电交易等方式在发电企业和用户间有偿转让。国家发展改革委、国家能源局负责确定核发可交易绿证的范围，并根据可再生能源电力生产消费情况动态调整。
一是拓展绿证核发范围。将绿证核发范围从陆上风电和集中式光伏发电项目扩展到所有已建档立卡的可再生能源发电项目，实现绿证核发全覆盖。
二是区别品类提出具体要求。对风电、太阳能发电、生物质发电、地热能发电等可再生能源发电项目核发可交易绿证，可交易绿证既可以用作可再生能源电力消费凭证，也可通过参与绿证交易和绿电交易等方式在发电企业和用户间有偿转让。对常规存量水电项目，现阶段暂不核发可交易绿证，相应绿证随电量交易直接无偿划转；对2023年1月1日（含）以后新投产的完全市场化常规水电项目，核发可交易绿证。可交易绿证核发范围后续可根据可再生能源电力生产消费情况动态调整。
三是明确核发信息来源。绿证核发原则上以电网企业、电力交易机构提供的数据为基础，同时通过发电企业或项目业主提供的数据进行校核。对自发自用等电网企业、电力交易机构无法提供电量信息的情况，由相应发电企业或项目业主提供绿证核发所需信息。
9月7日，国家发展改革委、国家能源局联合发布了新修订的《电力负荷管理办法（2023年版）》。
一是明确负荷管理内涵。为适应新型电力系统建设新要求，电力负荷管理要发挥双重作用，一方面保障电网安全稳定运行、维护供用电秩序平稳，另一方面促进可再生能源消纳、提升用能效率，其主要包括需求响应、有序用电等具体措施。
二是强化电力负荷管理科学性和规范性。《办法》从实际操作角度，统一、规范电力负荷管理责任主体权责、组织实施流程等方面具体要求。需求响应方面，目前市场化需求响应已成为电力保供的重要措施，结合全国多地需求响应具体实践，进一步规范了需求响应实施流程、职责分工。有序用电方面，强调坚守民生用能底线，强化有序用电方案的合理性，规范有序用电全流程。
三是强化技术平台建设。进一步加强电力负荷管理执行监测，推动新型电力负荷管理系统建设，为更好推动电力负荷接入系统和调用奠定基础。
9月7日，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《电力现货市场基本规则（试行）》。《基本规则》主要规范电力现货市场的建设与运营，包括日前、日内和实时电能量交易，以及现货与中长期、辅助服务、电网企业代理购电等方面的统筹衔接。适用于采用集中式市场模式的省（区、市）/区域现货市场，以及省（区、市）/区域现货市场与相关市场的衔接。《基本规则》包括明确电力现货市场建设路径，规范电力现货市场机制设计，明确电力现货市场运营要求以及规范电力现货市场相关名词术语四个方面的内容。
一是指导规范电力现货市场建设，构建全国统一电力市场体系。以《基本规则》为指引，优化电力现货市场推进程序，规范电力现货市场规则编制，从市场准入退出、交易品种、交易时序、交易执行结算、交易技术标准等方面一体化设计规则体系。
二是提升电力安全保供能力，支撑国家能源安全。具体而言，电力现货市场构建了“能涨能降”的市场价格机制，依托分时价格信号动态反映市场供需形势及一次能源价格变化趋势，并通过短时尖峰价格信号有效激励火电、燃气机组顶峰发电，电力用户移峰填谷，显著提升电力保供能力，支撑经济社会高质量发展。
三是构建适合新能源发展的电力市场体系，助力新型电力系统建设。建立适应新能源特性的市场机制，发挥电力现货市场分时价格信号作用，鼓励火电机组提升运行灵活性，促进源网荷储协同互动，充分释放系统整体调节能力。
四是有效激发市场活力，探索新型主体参与电力市场的新模式、新机制。适应储能、虚拟电厂等新型主体发展需要，不断优化市场机制，独立储能、虚拟电厂等新型主体已可实现自主参与现货市场申报，并按照现货市场分时价格信号参与系统灵活调节。未来，随着市场机制的进一步建立健全，可通过现货市场的分时价格信号更好激励新型主体充分发挥灵活调节能力，引导用户灵活用电，有效提升电力系统稳定性和灵活性，实现源网荷储各环节灵活互动，为新型电力系统建设提供机制保障。
9月21日，国家发改委、国家能源局印发了《关于加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见》。《意见》阐述了新形势下稳定工作总体思路，即，通过夯实稳定物理基础、强化稳定管理体系、加强科技创新支撑，保障电力安全可靠供应。其中，“夯实稳定物理基础”明确了“源、网、储”三侧的建设要求，以合理的电源结构、坚强柔性电网平台、科学有序的储能建设，从物理层面为电力系统安全稳定打好基础。
针对高比例新能源电力系统可能面临的稳定风险，《意见》指出“大力提升新能源主动支撑能力”，进一步提高新能源并网性能，增强新能源机组对系统频率、电压的支撑调节能力，从被动的接入转变为主动的支撑。
电网柔性成为系统稳定关键支撑。《意见》提出要“积极推动柔性直流技术应用”。在远距离输电方面，推进特高压柔性直流技术探索，提高送受端电网支撑能力；在区域互联方面，研究柔性直流背靠背技术，提高电力系统运行灵活性、适应性；在新能源接入方面，利用柔性直流技术，增强电网稳定性、可靠性，提高新能源消纳水平。
科学有序成为储能发展的关键词。《意见》强调，储能发展要按需规划，储能规划布局应统筹各类灵活资源和系统发展需求，加速向精细化、科学化、系统化转变。储能的发展要根据各类场景需要，科学安排配置及运行方案。其发展还要回归调节资源本质，合理确定储能电站建设容量及接入地点，确保储能电站对地区电力曲线、系统调节性能等发挥正向作用。
系统稳定运行成本有望合理分担。《意见》提出“建立健全基础保障性和系统调节性资源投资回报机制”。
10月19日，生态环境部、国家市场监督管理总局联合发布《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》。
本次《办法》发布被视为国家核证自愿减排量（简称CCER）交易重启的标志性事件。CCER是通过市场机制控制和减少温室气体排放的碳抵消机制，也是推动实现碳达峰碳中和目标的重要制度创新。CCER交易市场与全国碳排放权交易市场互为补充，共同构成我国完整的碳交易体系。控排企业既可以在全国碳排放权交易市场直接购买其他企业的排放配额，也可以选择在CCER交易市场购买基于环保项目的自愿减排量，用于抵消自己的碳排放量。
10月12日，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》。
《通知》首先明确了“现货市场建设要求”，其中对各地扩大电力现货市场建设的省间进行了详细规定。《通知》还提出四川结合实际持续探索适应高比例水电的丰枯水季相衔接市场模式和市场机制。辽宁、江苏、安徽、河南、湖北、河北南网、江西、陕西等力争在2023年底前开展长周期结算试运行。其他地区（除西藏外）加快 推进市场建设，力争在2023年底前具备结算试运行条件。鼓励本地平衡较困难的地区探索与周边现货市场联合运行。
《通知》对新能源入市的问题也有了清晰的判断。《通知》指出，按照2030年新能源全面参与市场交易的时间节点，现货试点地区结合实际制定分步实施方案。分布式新能源装机占比较高的地区，推动分布式新能源上网电量参与市场，探索参与市场的有效机制。暂未参与所在地区现货市场的新能源发电主体，应视为价格接受者参与电力现货市场出清，可按原有价格机制进行结算，但须按照规则进行信息披露，并与其他经营主体共同按市场规则公平承担相应的不平衡费用。
《通知》规定通过市场化方式形成分时价格信号，推动储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体在削峰填谷、优化电能质量等方面发挥积极作用，探索“新能源+储能”等新方式。
《通知》此次还提出优化中长期合同市场化调整机制，缩短交易周期，提高交易频次，完善交易品种，推动中长期与现货交易更好统筹衔接。
11月8日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》，决定自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。
《通知》提出，为适应煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型的新形势，决定将现行煤电单一制电价调整为两部制电价。其中，电量电价通过市场化方式形成，容量电价水平根据煤电转型进度等实际情况逐步调整，充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值，更好保障电力系统安全运行，为承载更大规模的新能源发展奠定坚实基础。
《通知》明确，对合规在运的公用煤电机组实行煤电容量电价政策，容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。其中，用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦330元；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适当高一些；2026年起，各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%。煤电容量电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按当月用电量比例分摊。
《通知》强调，同步强化煤炭价格调控监管，加强煤电中长期合同签约履约指导，促进形成竞争充分、合理反映燃料成本的电量电价，引导煤炭、煤电价格保持基本稳定。《通知》要求，各地要加强政策协同，加快推进电力市场建设发展，完善市场交易规则，促进电量电价通过市场化方式有效形成，与煤电容量电价机制协同发挥作用，更好保障电力安全稳定供应，促进能源绿色低碳转型。
国家发展改革委等部门发布关于印发《绿色低碳先进技术示范工程实施方案》（以下简称《方案》）的通知。
《方案》明确重点方向，其中包括：先进电网和储能示范项目。包括先进高效“新能源+储能”、新型储能、抽水蓄能、源网荷储一体化和多能互补示范，长时间尺度高精度可再生能源发电功率预测、虚拟电厂、新能源汽车车网互动、柔性直流输电示范应用。
意见指出，到2030年，能源系统各环节数字化智能化创新应用体系初步构筑、数据要素潜能充分激活，一批制约能源数字化智能化发展的共性关键技术取得突破，能源系统智能感知与智能调控体系加快形成，能源数字化智能化新模式新业态持续涌现，能源系统运行与管理模式向全面标准化、深度数字化和高度智能化加速转变，能源行业网络与信息安全保障能力明显增强，能源系统效率、可靠性、包容性稳步提高，能源生产和供应多元化加速拓展、质量效益加速提升，数字技术与能源产业融合发展对能源行业提质增效与碳排放强度和总量“双控”的支撑作用全面显现。
意见指出，到2030年，能源电子产业综合实力持续提升，形成与国内外新能源需求相适应的产业规模。产业集群和生态体系不断完善，5G/6G、先进计算、人工智能、工业互联网等新一代信息技术在能源领域广泛应用，培育形成若干具有国际领先水平的能源电子企业，学科建设和人才培养体系健全。
施行能源电子关键信息技术产品供给能力提升行动，面向光伏、风电、储能系统、半导体照明等，发展新能源用耐高温、耐高压、低损耗、高可靠IGBT器件及模块，SiC、GaN等先进宽禁带半导体材料与先进拓扑结构和封装技术，新型电力电子器件及关键技术。
10月27日，国家能源局发布的《开展新能源及抽水蓄能开发领域不当市场干预行为专项整治工作方案》指出，聚焦2023年1月1日以来各地方组织实施的风电、光伏和抽水蓄能开发项目，核查项目在签订开发意向协议、编制项目投资市场化配置方案、组织实施市场化配置项目开发过程、项目开发建设全过程中是否存在不当市场干预行为，重点整治通过文件等形式对新能源发电和抽水蓄能项目强制要求配套产业及强制要求投资落地等问题。
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