2022年是電力市場建設全面提速的一年。更多市場主體和交易電量進入市場，首批電力現(xiàn)貨試點改革走向深入，第二批現(xiàn)貨市場試點先后啟動試運行，區(qū)域電力市場開始探路。

改革過程中挑戰(zhàn)不斷，一次能源價格如何傳導，新能源如何入市，綠電交易如何推進，電力市場還在邊解題邊建設。

2023年，預計南方區(qū)域統(tǒng)一電力市場試運行將繼續(xù)向前推進，試點地區(qū)與非試點地區(qū)電力現(xiàn)貨建設也都將有新的進展，綠電交易或將迎來擴容，電力市場建設值得期待。

市場規(guī)模擴大

2021年10月，國家發(fā)展改革委印發(fā)《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》(發(fā)改價格〔2021〕1439號)，提出推動燃煤發(fā)電量全部進入電力市場，工商業(yè)用戶全部進入電力市場。新政策之下，2022年市場主體數(shù)量大幅增加，交易量顯著提升。

2022年上半年，僅廣東電力交易中心就累計新增7508家市場主體，比2021年底增加20.4%，市場交易電量也大幅增長。中電聯(lián)數(shù)據(jù)顯示，2022年1—11月，全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量47563.6億千瓦時，同比增長41.9%，占全社會用電量比重為60.5%，同比提高15.8個百分點。

2022年，電力現(xiàn)貨市場全面推進。廣東、蒙西、四川、甘肅、山東、山西等第一批試點地區(qū)進入現(xiàn)貨市場長周期不間斷試運行階段，上海、江蘇、安徽、遼寧、河南、湖北等第二批試點地區(qū)紛紛開始模擬試運行，江西等非試點省份電力現(xiàn)貨市場建設也在加速推進。

全國層面的電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則在2022年末推出。2022年11月25日，國家能源局發(fā)布《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則》(征求意見稿)，這一規(guī)則正式生效后，預計將不會再有第三批現(xiàn)貨試點，這也意味著電力現(xiàn)貨市場有望從局部地區(qū)鋪向全國。

從2015年電改9號文發(fā)布起，經(jīng)過七年的建設，全國統(tǒng)一電力市場體系建設提上日程。2022年1月18日，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布《關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》(發(fā)改體改〔2022〕118號)指出，2025年全國統(tǒng)一電力市場體系初步建成，2030年全國統(tǒng)一電力市場體系基本建成。

在此背景下，2022年7月23日，南方區(qū)域電力市場正式啟動試運行，這是本輪改革中我國首個啟動試運行的區(qū)域電力市場。試運行啟動后，南方區(qū)域市場從模擬試運行起步，逐步擴展試運行范圍，2022年12月，南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場首次成功開展調電試運行(不結算)。2023年，南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場試運行值得期待。

改革“深水區(qū)”

電改之初，無論是中長期合同成交價還是現(xiàn)貨市場價都較原先的燃煤標桿電價有一定下降，電改不斷向發(fā)用雙方釋放紅利，但是也形成了電改就是降電價的固有印象。2022年，在新的供需形勢下，漲價的壓力正在考驗著所有改革參與者。

在發(fā)電側，一次能源價格傳導始終是行業(yè)關注的焦點。2021年底發(fā)布的1439號文已經(jīng)允許燃煤發(fā)電市場交易價格在基準價基礎上上浮不超過20%，但2022年電煤價格持續(xù)高企。一邊是煤電重要的保供價值，一邊是煤電企業(yè)的持續(xù)虧損，行業(yè)內(nèi)出現(xiàn)了提高基準價的聲音，但也有專家認為，擴大電價上下浮動范圍的措施，即放開±20%上下限，比調整基準價能更好地疏導價格。

2022年末，多省能源主管部門在2023年電力市場交易相關通知中明確了一次能源價格傳導相關內(nèi)容。其中廣東提出，當一次能源價格高于一定值時，煤機或氣機平均發(fā)電成本超過允許上浮的部分，按照一定比例對年度或月度等電量進行補償，相關費用由全部工商業(yè)用戶分攤。

對于煤電成本的疏導，業(yè)內(nèi)普遍存在的觀點還有，目前電力市場建設過程中，缺乏對于煤電容量的補償機制，新型電力系統(tǒng)下，煤電企業(yè)原本通過基數(shù)電量和標桿電價實現(xiàn)發(fā)電容量成本回收的機制已發(fā)生根本變化，未來應隨著電力市場機制的改革，開展容量補償市場交易。

在用電側，多種類型的上游成本正在或將要向用戶疏導。除了一次能源價格在允許范圍內(nèi)向下傳導，電力輔助服務、需求側響應等都試圖通過用戶分攤的形式來獲得穩(wěn)定的資金。而2022年最受矚目的則是省間現(xiàn)貨市場在迎峰度夏期間出現(xiàn)的高電價。一些省份為保障電力供應從省間市場高價買電，由此產(chǎn)生的費用如何分攤成為必須解決的問題。這使得電力市場的設計者必須在規(guī)則設計上更加謹慎，并在保證上游可持續(xù)發(fā)展和考慮下游價格承受力之間小心平衡。

在“雙碳”目標下，新能源參與電力市場也是一場大考。具有隨機性、波動性、反調峰等特點的新能源在電力市場中和燃煤、燃氣機組同臺競價，可能面臨較大的市場價格波動風險，還可能承擔較重的偏差電量考核或平衡成本。

在建設新型電力系統(tǒng)的背景下，新能源入市成為必然選擇，如何完善市場機制設計，提高電力市場對新能源的適應性，各個新能源大省正在努力給出自己的答案。

2022年6月1日，蒙西電力現(xiàn)貨市場“單軌制”模式開啟結算試運行。作為全國首個“單軌制”電力現(xiàn)貨市場，蒙西市場發(fā)用雙側按照現(xiàn)貨價格結算，日前預出清不結算，實時市場出清結算。蒙西出現(xiàn)了許多不同于我國其他現(xiàn)貨試點的設計，后續(xù)市場如何建設，市場規(guī)則、市場體系如何不斷完善，還需觀察。

綠電交易擴容

2022年也是綠電交易版圖不斷擴大的一年，綠電交易量持續(xù)增加，綠電交易正從試點階段逐漸走向常態(tài)化。

綠色電力交易是在現(xiàn)有的電力中長期交易框架下，為風電、光伏發(fā)電等綠色電源單獨設計的交易品種。綠電交易可以讓新能源發(fā)電方有機會獲得環(huán)境成本溢價，讓電力用戶有更多渠道獲得經(jīng)過環(huán)境效益認證的電力。

2022年2月，廣州電力交易中心等六家電力交易機構聯(lián)合印發(fā)《南方區(qū)域綠色電力交易規(guī)則(試行)》;5月，北京電力交易中心印發(fā)《北京電力交易中心綠色電力交易實施細則》，這兩份規(guī)則細化了對綠電交易組織、交易價格、交易結算、綠證劃轉等的規(guī)定。

2022年1—10月，南方區(qū)域累計成交綠電超過32億千瓦時，較2021年增長200%。

從交易價格來看，2021年各地首次試點交易成交電價較當?shù)刂虚L期市場均價高3—5分/千瓦時，隨著燃煤電量市場化交易價格上漲，2022年綠色電力交易價格也有所增長，較當?shù)厝济夯鶞蕛r平均上漲6—9分/千瓦時。

2022年11月16日，國家發(fā)展改革委、國家統(tǒng)計局、國家能源局聯(lián)合發(fā)布《關于進一步做好新增可再生能源消費不納入能源消費總量控制有關工作的通知》，規(guī)定以綠證作為可再生能源電力消費量認定的基本憑證，綠證核發(fā)范圍覆蓋所有可再生能源發(fā)電項目，建立全國統(tǒng)一的綠證體系。有業(yè)內(nèi)人士預計，可再生能源綠色權益證書發(fā)放范圍將會在2023年擴大，水電、生物質發(fā)電、海上風電、分布式光伏發(fā)電等可再生能源都將核發(fā)綠證。隨著綠證核發(fā)范圍的擴大，以及政策對于用戶使用綠電的激勵，綠電交易量將迎來進一步增長。

2022年1—8月我國綠電交易總量僅占同時段全社會用電量的0.2%。因交易規(guī)模較小，綠電交易還有很多問題沒有完全浮出水面。例如，目前綠電交易規(guī)則沒有規(guī)定綠電交易合約是否需要約定分解曲線，新能源的不可預測性使得實際出力曲線和事前簽訂的曲線往往不一致，目前零售用戶以月度實際用電量為依據(jù)結算，如果綠電比例進一步提高，可能會出現(xiàn)新的問題。

此外，平價綠電目前參與跨省交易本質上按照“網(wǎng)對網(wǎng)”的方式進行，導致偏差部分可能要由電網(wǎng)公司承擔，這其中還有尚未完全厘清的部分。綠電交易和常規(guī)中長期交易、現(xiàn)貨交易如何銜接也值得探討。