电力市场是电力系统的重要组成部分和重要支撑，自2015年新一轮电力体制改革以来，我国电力市场建设平稳有序推进，市场化交易电量比重逐年上升，初步建立了“统一开放、竞争有序”的电力市场体系。
2022年，是我国电力体制改革的第七个年头。这一年，南方区域电力市场启动试运行，全国统一电力市场体系加速构建，电力现货市场多地开花，绿电交易常态化开展，分时电价在更大范围实施，电网代理购电业务稳步进行，售电公司管理更加规范，可再生能源“十四五“规划在更多省份稳步落地。
现在跟随北极星售电网一起回顾一下2022年电力市场的大事件吧~
全国统一电力市场加速构建
2022年1月18日国家发改委、国家能源局联合发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，《意见》从统一电力市场体系的层次特征、基础功能、交易机制、规划监管、系统转型等五个方面提出针对性建设任务，并明确2025和2030年两个关键节点的全国统一市场体系建设目标。
作为“试验田”“示范区”，推进全国统一电力市场体系建设率先在南方区域落地。2022年7月23日，南方区域电力市场启动试运行，开启了更短周期、更高频次跨省跨区电力交易大幕。为全国更大范围的市场联合运行、融合发展提供解决方案，也为全国统一电力市场体系建设积累宝贵经验。
点评：“双碳“目标的确立，对我国电力市场建设提出了更高的要求，电力行业变革如何顺应时代要求，需要有新思路。全国统一电力市场体系建设指导意见的出台，更加符合新型电力系统建设的需要，表明我国电改进入内功修炼阶段，预示了深入推进电力市场建设的任务将开始。全国统一电力市场建设过程中，将会不可避免地面临政策边界、机制设计等难题。作为统一电力市场中的重要一环，南方区域电力市场率先运行，摸索规律，能够为全国统一电力市场体系建设提供经验。
电力现货市场规则迎“国标”
2022年，电力现货市场的建设步伐明显加快。首批八个电力现货市场试点目前均已完成长周期结算试运行，多个试点进入以年为周期的结算试运行。第二批试点也均在2022年启动试运行，快马加鞭推进电力现货市场落地。此外，非试点省份，如宁夏、陕西、河北南网、重庆、江西、黑龙江等地也出台现货方案，在2022年底进入试运行阶段。
2022年2月21日，国家发改委、国家能源局出台《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》，要求加快推动用户侧全面参与现货交易并明确电力现货试运行时间节点。11月25日，国家能源局发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，旨在规范电力现货市场的运营和管理，依法维护电力市场主体的合法权益，推进统一开放、竞争有序的电力市场体系建设。
点评：《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》是2017年开启电力现货试点以来的首个国家层面的规则，可称之为电力现货市场建设的“国标”。《规则》提出八大近期主要任务和四大远期任务，在国家层面明确电力现货市场的建设目标，有助于相关省份加速市场建设，电力现货市场明年有望从试点向全面开花发展。
绿电、绿证市场逐渐繁荣
2022年年初，国家发改委等七部门联合发布《促进绿色消费实施方案》，重点指出鼓励行业龙头企业、大型国有企业、跨国公司等消费绿色电力，推动外向型企业较多、经济承受能力较强的地区逐步提升绿色电力消费比例。方案的发布促使我国绿电交易市场逐渐繁荣，数据显示，截至2022年9月底我国绿电交易成交电量已超200亿千瓦时。2022年中国绿电交易市场中，企业购电量不断上升，且有更多元的行业购买绿电，其中钢企成为领先的绿电买家。
同时，绿证市场也在下半年迎来变革。日前国家发改委出台多份绿证相关文件，进一步健全完善可再生能源绿色电力交易证书制度，明确绿证定义，规范绿证核发，健全绿证交易，强化绿证应用，推动国际互认，树立绿证权威。不久的将来国内绿证将会受到更多企业的欢迎。
点评：绿电和绿证交易是支撑我国绿电发展的重要抓手，开展绿电交易和绿证交易，能够更好地体现可再生能源的环境价值，有利于助推新型电力系统的建设。虽然目前我国绿电和绿证市场建设正处于初级阶段，但随着“双碳”目标的推进，国内更多类型的企业将会青睐绿电消费，绿电和绿证的普及交易已成为必然趋势。
电网代理购电制度稳步落实
电网代理购电制度实施一年以来，各地稳步推进代理购电业务，保持购电价格的相对平稳，助力中小微企业疏难解困。目前，除西藏外，全国其他地区均已落实电网代理购电政策，促进了工商业用户全部进入市场。
同时，为进一步规范电网企业代理购电行为，维护良好的电力市场秩序，保障各市场主体合法权益，部分地区启动了代理购电监管工作。对代理购电机制执行情况进行查缺补漏，能够维护发用电市场主体合法权益，促进电力市场规范平稳运行。
点评：电网企业以经纪人的角色暂时代理部分用户购电，符合有序推动全部工商业用户进入市场的目标，能够保障新一轮电改平稳持续地推进。全部工商业用户进入市场的时间节点虽然还未明确，但不可否认的是，作为一项过渡性措施，未来电网代理购电的规模将会逐渐缩小。
峰谷电价差进一步扩大
自《关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号）印发以来，全国各地结合实际，优化分时电价政策。据悉，截至目前，全国绝大部分地区已经更新了分时电价相关政策，河北南网、江西、河南、山东、湖北、上海等地于近期调整了分时电价政策，优化峰谷电价时间段，进一步扩大峰谷价差。合理拉大峰谷电价价差，引导用户实现错峰用电。用户在低谷时段用电成本会下降，在高峰时段用电成本会有所上升，这符合“谁受益、谁承担”的原则。同时，部分省份的分时电价新规中指出，鼓励工商业用户通过配置储能、开展综合能源利用等方式降低高峰时段用电负荷、增加低谷用电量，通过改变用电时段来降低用电成本，进一步利好储能的发展。
点评：当前，随着电力市场化改革逐渐深化，我国新能源装机规模不断扩大，电力消费结构加快变化，用电负荷呈现冬夏“双高峰”特性，电力生产侧与消费侧双向大幅波动。进一步完善分时电价机制，能够更好地刺激和鼓励用户移峰填谷、优化用电方式，对保障电力安全稳定经济运行，助力实现碳达峰、碳中和目标都有积极意义。
售电公司严管时代来临
2022年，新版《售电公司管理办法》的成效显著，整治售电公司不合规运行在全国各地广泛开展。今年全国各地陆续开展售电公司工商注册存续状态核查、售电公司持续满足注册条件专项核查工作，加大力度监管处置售电公司不合规现象，相继有北京、山西、福建、四川、云南、安徽、广东、云南、河南、河北、天津、湖南等多地对连续3年未开展售电业务的公司进行强制退市处理，对未持续满足注册条件及连续12个月未参与交易的的售电公司进行暂停交易处理。例如：11月24日湖南公布拟暂停交易资格的239家售电公司名单，而“电改领头羊”广东今年6月也已经清退266家售电公司。
点评：清退售电公司，说明电力市场管理正在与时俱进，优胜劣汰正在进一步显现。对于促进售电公司有效竞争、引导售电公司健康发展具有积极作用。虽然新一轮电价改革将用户全面推向电力市场，售电公司有更多的机会扩大市场，但是在能源价格高位运行，统一电力市场加速构建等环境下，售电公司也面临着不小的挑战。如今的售电市场，拼的是专业技术和增值服务。新环境下，售电公司更应在风险管理、增值服务、套餐设计等方面做好功课。
迎峰度夏 电力保供打响攻坚战
今夏，多地打响迎峰度夏“保卫战”。受持续高温的影响，7月份全国多地省级电网负荷创历史新高，浙江、安徽、辽宁、山东、黑龙江、上海、内蒙古、河南、宁夏、广东、云南等多地发布有序用电方案，确保社会用电秩序。浙江安徽利用电力置换互济、陕西启动迎峰度夏应急工程、河南浙江紧急抢购外来电量……
电力供需紧张的地区中，以四川、重庆最为严重。8月16日国家电网董事长辛保安强调最大限度支援川渝地区电力供应。四川今夏曾发布让电于民紧急通知，有序用电方案中所有工业电力用户实施生产全停6天，之后又于8月21日启动突发事件能源供应保障一级应急响应，13个省(市)支援四川，50台应急发电车陆续抵达四川，提升特殊情况下应急供电保障能力。在各地各部门的协同努力下，最终我们打赢了今夏电力保供攻坚战。
点评：随着新能源高比例并网，叠加经济发展多地用电量连年刷新记录，电力保供压力逐渐增大。因此亟需提升新能源的可靠替代能力、加快清洁煤电发展、加快建设省间通道、提升电力需求相应能力并完善常态化监测预警机制。
各地出台可再生能源“十四五”规划
6月1日，国家发改委等9部门联合印发“十四五”可再生能源规划，锚定碳达峰、碳中和与2035年远景目标，明确了“十四五”期间可再生能源发展的主要方向与目标，并着力破解行业现存痛点堵点，对我国“十四五”期间可再生能源的发展起到指导性作用。《规划》首次以国务院9部门联合印发，足以见得，可再生能源发展离不开各部门的大力支持。
《规划》是地方“十四五”可再生能源发展方案制定的纲领性文件。据不完全统计，截至目前已有至少有20个省市出台了“十四五 ”期间的能源规划，各地《规划》中除了风电、光伏新增装机量骤增，新型储能建设规模也呈现增长态势，可见区域新能源产业的布局正在提速。
评价：“十四五”时期是我国加快能源绿色低碳转型、落实应对气候变化国家自主贡献目标的攻坚期，我国可再生能源发展已站在新的历史起点上，将逐步成长为支撑经济社会发展的主力能源，未来将呈现大规模、高比例、市场化、高质量发展新特征。不久的将来可再生能源即将迎来爆发式发展。
电力交易“乌龙事件”
今年，两起电力交易申报失误事件引起业内广泛关注。
2月7日，蒙东电力交易中心发布警示通报，通报某售电公司代替电力用户在交易平台进行月度预购电量申报时出现错误，导致电力用户出现超14亿元偏差费用。
2022年2月14日，浙江电力交易中心发布交易申报风险提示，称在2022年2月月度挂牌交易及2022年年度挂牌（滚动撮合）交易中，共收到6家市场主体反映交易申报出现操作错误，造成损失。申报错误操作分别是：不同交易时段数据填错、申报电价数据小数点错位、参与错误交易场次。
这两起“乌龙”事件，暴露了一些电力交易员欠缺业务基本常识，售电企业缺少电量申报相关工作机制，市场主体风险防范意识不强等问题。
点评：目前，电力市场主体规模不断增加，交易品种和方式不断创新，电力交易更加复杂，对市场主体的要求进一步提高。各市场主体应该对照典型警示案例，充分吸取教训，并强化内部管理，切实防范市场风险。同时各售电公司应开展自查自纠工作，规范从业人员管理，提升服务水平和业务能力。
浙江售电公司度电收益被限制 结算权被回收
2022年的浙江电力市场，可谓是经历了大风大浪。调降市场交易电价、限定售电收益、高额分摊费用、售电公司结算权收回……市场主体经历着市场的洗礼。
据媒体报道，三季度浙江调降发电企业的年度交易电价，且在零售端调降、限定售电公司售电收益，普遍限定为0.5分/千瓦时，甚至0.35分/千瓦时。这在当时引发了市场主体的不满。
同时，7、8月浙江全电力市场的亏损数额分别达到49.9亿元和38.44亿元。具体原因是，迎峰度夏期间，为了保电力供应，浙江高价从外省购入了电力电量。据悉，迎峰度夏期间浙江省政府和电网公司在现货市场上以几倍甚至顶格的价格购买电力电量，最贵时甚至达到每度电10元。损益达到亿元。
近期，《2023年浙江省电力市场化交易方案》发布，浙江2023年电力市场化交易拉开帷幕。新规则中，售电公司的结算权被电网收回，售电公司仅承担签订和履行市场化交易合同，按时完成零售侧电费账单确认的义务。
点评：没有哪个省的电改是一帆风顺的，浙江的电力市场建设起步较晚，从2019年首次放开售电市场交易，如今也不过只有3年时间。浙江电力市场发展过程中，售电公司遭遇重重困局，一面有盈利水平的约束，一面有兜底售电的存在，重重夹击下，如何保持在变幻莫测的市场规则中屹立不倒，是每个售电公司需要面对的难题。如今现货市场、绿电交易兴起，售电公司也许可以在这些领域大展身手，获得更多的盈利空间。
