2022年是電力市場建設(shè)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(shè)。

2023年，預(yù)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(shè)也都將有新的進展，綠電交易或?qū)⒂瓉頂U容，電力市場建設(shè)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(guān)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(shè)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(yù)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(shè)，全國統(tǒng)一電力市場體系建設(shè)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(guān)于加快建設(shè)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(diào)電試運行(不結(jié)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(cè)，一次能源價格傳導始終是行業(yè)關(guān)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(chǔ)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(diào)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(guān)通知中明確了一次能源價格傳導相關(guān)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(guān)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(shè)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(yīng)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(cè)，多種類型的上游成本正在或?qū)⒁蛴脩羰鑼?。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(wù)、需求側(cè)響應(yīng)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(yīng)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(shè)計者必須在規(guī)則設(shè)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(diào)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(shè)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(shè)計，提高電力市場對新能源的適應(yīng)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(jié)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(cè)按照現(xiàn)貨價格結(jié)算，日前預(yù)出清不結(jié)算，實時市場出清結(jié)算。蒙西出現(xiàn)了許多不同于我國其他現(xiàn)貨試點的設(shè)計，后續(xù)市場如何建設(shè)，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(shè)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(gòu)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(jié)算、綠證劃轉(zhuǎn)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(guān)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(guān)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(yù)計，可再生能源綠色權(quán)益證書發(fā)放范圍將會在2023年擴大，水電、生物質(zhì)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(yù)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(jié)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(zhì)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。