七、電力體制改革深入推進

　　(一)頂層設計開啟全國統一電力市場建設新階段

　　我國電力市場建設穩(wěn)步推進，主體多元、競爭有序的電力交易市場體系初步形成。2022年1月18日，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》，明確到2025年，全國統一電力市場體系初步建成;到2030年，全國統一電力市場體系基本建成。在健全統一電力市場體系的交易機制方面，提出規(guī)范統一市場基本交易規(guī)則和技術標準，提升電力市場對高比例新能源的適應性，完善適應高比例新能源的市場機制，有序推動新能源參與電力市場交易，到2030年，新能源要全面參與電力市場。此后，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布《關于加快推進電力現貨市場建設工作的通知》，并先后批復同意《中國南方區(qū)域電力市場工作方案》和《中國南方區(qū)域電力市場實施方案》，推動多層次統一電力市場體系加速構建。

　　按交易結算口徑統計，2022年全國市場交易電量共5.25萬億千瓦時，同比增長39%，占全社會用電量比重達60.8%，同比提高15.4個百分點。其中，跨省跨區(qū)市場化交易電量首次超1萬億千瓦時，同比增長近50%。2022年國家電網經營區(qū)域市場交易電量達4.16萬億千瓦時，同比增長42.7%;南方電網經營區(qū)域市場交易電量0.85萬億千瓦時，同比增長27.4%;內蒙古電網經營區(qū)域市場交易電量0.24萬億千瓦時，同比增長24.9%。在電力交易機構注冊的市場主體數量首次超過60萬家，同比增長29%。

　　圖21 全國市場交易電量、增速及占全社會用電量比重(單位：億千瓦時，%)

　　(二)全國開展分時電價市場化改革

　　國家發(fā)展改革委《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知》明確了有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網電價，進一步放開各類電源發(fā)電計劃，加強與分時電價政策銜接。2022年，全國燃煤發(fā)電機組市場平均交易價格達0.449元/千瓦時，較全國平均基準電價上浮約18.3%。全國31個省、市、自治區(qū)進行了分時電價改革，平均價差超過0.7元/千瓦時的有16個省市。

　　(三)中長期交易穩(wěn)步大幅增長，綠電交易細則出臺

　　中電聯數據顯示，2022年，全國電力市場中長期電力直接交易電量合計為41407.5億千瓦時，同比增長36.2%。其中，省內電力直接交易(含綠電、電網代購)電量合計為40141億千瓦時，省間電力直接交易(外受)電量合計為1266.5億千瓦時，分別占全國電力市場中長期電力直接交易電量的96.9%和3.1%。

　　2022年8月，國家發(fā)展改革委、國家統計局、國家能源局聯合印發(fā)《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》，明確將綠色電力證書作為可再生能源電力消費量認定的基本憑證。2月，《南方區(qū)域綠色電力交易規(guī)則(試行)》發(fā)布。5月，《北京電力交易中心綠色電力交易實施細則》發(fā)布，詳細解釋了綠電交易的過程細節(jié)。中電聯數據顯示，2022年全國省內綠色電力交易227.8億千瓦時。

　　(四)我國省間電力現貨市場啟動試運行

　　繼《北京電力交易中心跨區(qū)跨省電力中長期交易實施細則》在2021年9月正式印發(fā)后，2022年1月，《南方區(qū)域跨區(qū)跨省電力中長期交易規(guī)則》正式發(fā)布。

　　國家發(fā)展改革委、國家能源局2021年11月正式批復《省間電力現貨交易規(guī)則(試行)》。2022年1月1日，省間電力現貨市場啟動試運行。期間市場運行總體平穩(wěn)，市場主體踴躍參與。國家電網公司數據顯示，2022年省間現貨市場全年累計交易電量278億千瓦時，日均成交電量0.88億千瓦時，單日最大成交電力超1900萬千瓦。從售電側來看，21個地區(qū)累計超6000家新能源、火電和水電企業(yè)參與省間現貨售電，其中，風電、火電主要集中在“三北”地區(qū)，光伏主要集中在西北、華北地區(qū)，水電集中在西南地區(qū)。新能源企業(yè)在省間現貨市場“報量報價”參與交易。從購電側來看，25個省級電網企業(yè)按照地方政府要求參與省間現貨購電。從電源類型來看，全年火電成交量最多，其次是水電、風電、光伏，春季主要以新能源為主，度夏和度冬期間以火電為主，5—6月、10—11月西南水電大發(fā)時期以水電為主。從交易均價看，現貨市場在夏冬用電高峰時段較高，其余月份均低于中長期市場。2022年全年，省間現貨市場清潔能源累計成交電量133.1億千瓦時，減少風電、光伏棄電47.7億千瓦時，在新能源裝機增長過7000萬千瓦的情況下，仍保持了97%以上的利用率。

　　國家發(fā)展改革委、國家能源局2022年1月27日正式批復同意《中國南方區(qū)域電力市場工作方案》。7月23日，南方區(qū)域電力市場啟動試運行。當天云南、貴州、廣東合計超過157家電廠和用戶通過南方區(qū)域電力市場交易平臺，達成南方區(qū)域首次跨省現貨交易，全天市場化電量合計達27億千瓦時。南方區(qū)域電力市場對跨省跨區(qū)電力直接交易進行了有效探索。首次組織海南發(fā)電企業(yè)與廣東售電公司“點對點”中長期交易0.2億千瓦時;區(qū)域調頻市場全年連續(xù)平穩(wěn)運行，市場規(guī)?？傎M用約11.1億元，累計帶動火儲聯合調頻項目投運29個，有效保障了系統頻率處于優(yōu)質水平;區(qū)域現貨市場于2022年7月23日啟動不結算試運行。隨著廣西、海南納入，南方區(qū)域現貨市場進入五省區(qū)全模型試運行。12月份首次開展了連續(xù)2天調電運行，實現了區(qū)域電力現貨交易與廣東現貨、區(qū)域調頻等在運市場的有序銜接。

　　(五)五個電力現貨試點實現全年試運行

　　2022年3月，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《關于加快推進電力現貨市場建設工作的通知》，明確加快推進電力現貨市場的總體要求，第一批試點地區(qū)原則上2022年現貨市場長周期連續(xù)試運行，第二批試點地區(qū)原則上在2022年6月底前啟動現貨市場試運行。

　　省級現貨市場方面，第一批試點長周期結算試運行形成了連續(xù)運營的現貨市場。其中，國家電網公司經營區(qū)已有20個省級電網開展現貨市場試運行。山西、甘肅、山東、福建、廣東實現2022年現貨市場全年試運行，山西、甘肅現貨市場已連續(xù)結算試運行近2年。山東實現全國首次儲能項目參與現貨市場，增加調峰能力50萬千瓦。第二批六個電力現貨試點——上海、江蘇、安徽、遼寧、河南、湖北，已全部啟動模擬試運行。其中江蘇完成了交易規(guī)則發(fā)布、技術支持系統建設、3次模擬試運行和3次結算試運行，各項工作走在全國第二批現貨市場試點省份的前列。

　　(六)輔助服務為煤電增加服務收益

　　截至2022年底，我國電力輔助服務實現了6大區(qū)域、33個省區(qū)電網的全覆蓋，統一的輔助服務規(guī)則體系基本形成。通過輔助服務市場化機制，2022年全國共挖掘全系統調節(jié)能力超過9000萬千瓦，年均促進清潔能源增發(fā)電量超過1000億千瓦時;煤電企業(yè)因為輔助服務獲得補償收益約320億元。

　　交易品種方面，除傳統調頻、調峰市場外，山西增加一次調頻輔助服務市場，華北、西北分別建設了調峰容量市場、備用市場等。參與主體方面，除常規(guī)電源外，18個網省公司推動儲能、虛擬電廠等新型市場主體參與輔助服務市場。

　　此外，川渝一體化輔助服務市場2022年7月6日正式啟動。當日通過日前市場交易電量118萬千瓦時，川渝兩地調峰資源首次實現跨省優(yōu)化配置。此后，川渝兩地水電廠、火電廠等市場主體將在市場化機制的激勵下積極參與調峰資源跨省配置。

　　(七)增量配電業(yè)務改革試點項目持續(xù)推進

　　國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)的《售電公司管理辦法》替代已經執(zhí)行了5年的《售電公司準入與退出管理辦法》。新版管理辦法明確了售電公司注冊條件、注冊程序及相關權利與義務等內容，共計9章46條。其有三個亮點，一是注冊條件和注冊程序更有針對性，二是更加注重售電公司動態(tài)管理和風險管理，三是啟動保底售電服務，銜接電網企業(yè)代理購電機制。

　　增量配電業(yè)務改革方面，目前全國有459個增量配電業(yè)務改革試點項目。中國能源研究會《2022年度增量配電發(fā)展研究白皮書》顯示，有328個試點完成配電網規(guī)劃編制，同比增加36個;358個試點確定業(yè)主，同比增加58個;318個試點公布股比，同比增加94個;330個試點業(yè)主單位通過工商注冊，同比增加90個。共計249個試點確定供電范圍，同比增加29個，其中第一批增加1個，第三批增加8個，第四批增加6個，第五批增加11個。共計217個試點取得電力業(yè)務許可證(供電類)，同比增加32個。

　　(本文所引用數據均來自權威部門資料。因統計口徑不同等原因，部分數據存在相互出入問題，個別較去年版本做了修正，或根據實際情況進行了調整。對于不影響總體判斷的數據，保留了原始引用數據。)