王雪辰 崔晓利

2022年，电力行业加速绿色低碳转型，加大新型电力系统建设步伐。我国电力市场建设稳步推进，主体多元、竞争有序的电力交易市场体系初步形成。

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一、开启全国统一电力市场建设新阶段

2022年1月18日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，明确到2025年，全国统一电力市场体系初步建成；到2030年，全国统一电力市场体系基本建成。提升电力市场对高比例新能源的适应性，完善适应高比例新能源的市场机制，有序推动新能源参与电力市场交易，到2030年，新能源要全面参与电力市场。此后，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》，并先后批复同意《中国南方区域电力市场工作方案》和《中国南方区域电力市场实施方案》，推动多层次统一电力市场体系加速构建。

按交易结算口径统计，2022年全国市场交易电量共5.25万亿千瓦时，同比增长39%，占全社会用电量比重达60.8%，同比提高15.4个百分点。其中，跨省跨区市场化交易电量首次超1万亿千瓦时，同比增长近50%。2022年国家电网经营区域市场交易电量达4.16万亿千瓦时，同比增长42.7%；南方电网经营区域市场交易电量0.85万亿千瓦时，同比增长27.4%；内蒙古电网经营区域市场交易电量0.24万亿千瓦时，同比增长24.9%。在电力交易机构注册的市场主体数量首次超过60万家，同比增长29%。

二、全国开展分时电价市场化改革

国家发展改革委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》明确了有序放开全部燃煤发电电量上网电价，进一步放开各类电源发电计划，加强与分时电价政策衔接。2022年，全国燃煤发电机组市场平均交易价格达0.449元/千瓦时，较全国平均基准电价上浮约18.3%。全国31个省、市、自治区进行了分时电价改革，平均价差超过0.7元/千瓦时的有16个省区。

三、中长期交易稳步大幅增长，绿电交易细则出台

中电联数据显示，2022年，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为41407.5亿千瓦时，同比增长36.2%。其中，省内电力直接交易（含绿电、电网代购）电量合计为40141亿千瓦时，省间电力直接交易（外受）电量合计为1266.5亿千瓦时，分别占全国电力市场中长期电力直接交易电量的96.9%和3.1%。

2022年2月，《南方区域绿色电力交易规则（试行）》发布。同年5月，《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》发布，详细解释了绿电交易的过程细节。中电联数据显示，2022年全国省内绿色电力交易227.8亿千瓦时。

四、我国省间电力现货市场启动试运行

国家发展改革委、国家能源局2021年11月正式批复《省间电力现货交易规则（试行）》。2022年1月1日，省间电力现货市场启动试运行。期间市场运行总体平稳，市场主体踊跃参与。

国家电网公司数据显示，2022年省间现货市场全年累计交易电量278亿千瓦时，日均成交电量0.88亿千瓦时，单日最大成交电力超1900万千瓦。从售电侧来看，21个地区累计超6000家新能源、火电和水电企业参与省间现货售电。新能源企业在省间现货市场“报量报价”参与交易。从购电侧来看，25个省级电网企业按照地方政府要求参与省间现货购电。从电源类型来看，全年火电成交量最多，其次是水电、风电、光伏，春季以新能源为主，度夏和度冬期间以火电为主，5~6月、10~11月西南水电大发时期以水电为主。从交易均价看，现货市场在夏冬用电高峰时段较高，其余月份均低于中长期市场。2022年全年，省间现货市场清洁能源累计成交电量133.1亿千瓦时，减少风电、光伏弃电47.7亿千瓦时，在新能源装机增长超过7000万千瓦的情况下，仍保持了97%以上的利用率。

2022年7月23日，南方区域电力市场启动试运行。当天云南、贵州、广东合计超过157家电厂和用户通过南方区域电力市场交易平台，达成南方区域首次跨省现货交易，全天市场化电量合计达27亿千瓦时。随着广西、海南纳入，南方区域现货市场进入五省区全模型试运行。

五、5个电力现货试点实现全年试运行

2022年3月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》，明确加快推进电力现货市场的总体要求，第一批试点地区原则上2022年现货市场长周期连续试运行，第二批试点地区原则上在2022年6月底前启动现货市场试运行。

省级现货市场方面，第一批试点长周期结算试运行形成了连续运营的现货市场。其中，国家电网公司经营区已有20个省级电网开展现货市场试运行。山西、甘肃、山东、福建、广东实现2022年现货市场全年试运行，山西、甘肃现货市场已连续结算试运行近2年。山东实现全国首次储能项目参与现货市场，增加调峰能力50万千瓦。第二批6个电力现货试点——上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北，已全部启动模拟试运行。

六、辅助服务为煤电增加服务收益

截至2022年底，我国电力辅助服务实现了6大区域、33个省区电网的全覆盖，统一的辅助服务规则体系基本形成。通过辅助服务市场化机制，2022年全国共挖掘全系统调节能力超过9000万千瓦，年均促进清洁能源增发电量超过1000亿千瓦时；煤电企业因为辅助服务获得补偿收益约320亿元。

交易品种方面，除传统调频、调峰市场外，山西增加一次调频辅助服务市场，华北、西北分别建设了调峰容量市场、备用市场等。参与主体方面，除常规电源外，18个网省公司推动储能、虚拟电厂等新型市场主体参与辅助服务市场。

此外，川渝一体化辅助服务市场2022年7月6日正式启动。当日通过日前市场交易电量118万千瓦时，川渝两地调峰资源首次实现跨省优化配置。

七、增量配电业务改革试点项目持续推进

国家发展改革委、国家能源局印发的《售电公司管理办法》替代已经执行了5年的《售电公司准入与退出管理办法》。新版管理办法明确了售电公司注册条件、注册程序及相关权利与义务等内容，共计9章46条。其有3个亮点，一是注册条件和注册程序更有针对性，二是更加注重售电公司动态管理和风险管理，三是启动保底售电服务，衔接电网企业代理购电机制。

增量配电业务改革方面，目前全国有459个增量配电业务改革试点项目。中国能源研究会《2022年度增量配电发展研究白皮书》显示，有328个试点完成配电网规划编制，同比增加36个；358个试点确定业主，同比增加58个；318个试点公布股比，同比增加94个；330个试点业主单位通过工商注册，同比增加90个。共计249个试点确定供电范围，同比增加29个，其中第一批增加1个，第三批增加8个，第四批增加6个，第五批增加11个。共计217个试点取得电力业务许可证（供电类），同比增加32个。

责任编辑：沈馨蕊