我国电力市场建设稳步推进


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。

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。