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在全部市场交易电量中,省内交易电量合计为42181.3亿千瓦时,其中电力直接交易40141亿千瓦时(含绿电交易227.8亿千瓦时、电网代理购电8086.2亿千瓦时)、发电权交易1908.4亿千瓦时、抽水电量交易9.6亿千瓦时、其他交易122.4亿千瓦时。省间交易电量合计为10362.1亿千瓦时,其中省间电力直接交易1266.7亿千瓦时、省间外送交易8999.8亿千瓦时、发电权交易95.7亿千瓦时。
PART02
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》,《指导意见》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。总体上,全国统一电力市场将在全国范围内形成市场范围全覆盖、交易时序全兼容、交易品种灵活、市场主体多元、基本规则一致、交易标准统一的完备电力市场体系。
《指导意见》首次提出适时组建全国电力交易中心,重点强调各层次电力市场的协同运行和融合发展,明确要求激励清洁能源参与市场化交易,积极推动电力价格体系建立完善,重申信息披露、市场监管、应急保供等多项配套机制。
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。
PART03
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,推动现货市场建设。目前,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。
跨省跨区现货市场方面,省间电力现货市场已启动结算试运行,南方区域电力现货市场也启动试运行。
2022年省间现货市场试运行期间,市场运行总体平稳,市场主体踊跃参与。全年累计交易电量278亿千瓦时,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,主要集中在“三北”、西南地区。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。
PART04
分时电价机制进一步落实
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。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,确保电力供应平稳,同时还能推动储能市场的发展壮大,对助力实现碳达峰、碳中和目标具有积极意义。
(点击查看大图)
PART05
绿电、绿证市场逐渐繁荣
(一)绿电交易
下图是2021年10月-2022年12月各电力交易中心组织完成的绿电成交情况,2022年3月开始,绿电成交量上涨,10月达到最大。虽然我国绿电市场刚刚起步,但发展态势强劲。
(二)绿色电力证书交易
绿色电力证书交易又称“绿证交易”,是指市场主体通过绿证交易平台,以绿证为标的物开展的市场交易。
绿证核发范围和绿证信息标记内容
2022年绿证交易取得了良好的社会反响,为建立反映新能源环境价值市场机制,促进新能源发展发挥了积极作用。2022年,全年核发绿证2060万个,对应电量206亿千瓦时,较2021年增长135%;交易数量达到969万个,对应电量96.9亿千瓦时,较2021年增长15.8倍。截至2022年底,全国累计核发绿证约5954万个,累计交易数量1031万个,有力推动经济社会绿色低碳转型和高质量发展。
PART06
电网企业代理购电制度稳步落实
电网企业代理购电制度,这个新一轮电价改革后的新生事物,首见于2021年10月国家发改委发布的《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》。2022年代理购电价格走势:
总体来看,2021年12月-2022年12月,全国33地(除西藏)电网企业代理平均购电价格为418.22元/兆瓦时,各地电价在219-549元/兆瓦时之间波动。其中云南省的平均代理购电价格全国最低,仅为219.06元/兆瓦时,上海市549.16元/兆瓦时为全国最高,其他地区在400元/兆瓦时左右波动。
PART07
售电公司严管时代来临
随着电改力度的不断加大,新型电力系统建设的不断完善,售电公司面临的挑战与机遇越来越多。
挑战一:单纯价差模式难以维系。“1439”号文发布之后,市场用户数量大幅上涨,电力交易品类和频次增加,现货市场价格波动较大,这对于售电公司的交易盈利、风险防范水平有了更高要求。另外目前对售电公司的偏差考核力度较大,售电公司可持续发展压力增加。
挑战二:售电市场竞争白热化。“1439”号文发布之后,市场用户数量大幅上涨,也造成售电公司交易效率低下的局面,售电市场进入低价差高电量时代,竞争逐渐白热化。
挑战三: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。2022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个月未参与交易的售电公司进行暂停交易处理。
PART08
增量配电试点项目取证率提高
2022年,国家能源局派出机构共向24个增量配电项目颁发了电力业务许可证(供电类),其中试点项目23个,第一批试点项目1个、第二批试点项目4个、第三批试点项目5个、第四批试点项目4个、第五批试点项目9个;试点外项目1个。
截至2022年底,第一批94个增量配电试点项目中取得电力业务许可证(供电类)的75个,取证率为79.79%;第二批88个增量配电试点项目中取得电力业务许可证(供电类)的42个,取证率为47.73%;第三批114个增量配电试点项目中取得电力业务许可证(供电类)的53个,取证率为46.49%;第四批84个增量配电试点项目中取得电力业务许可证(供电类)的31个,取证率为36.90%;第五批79个增量配电试点项目中取得电力业务许可证(供电类)的13个,取证率为16.46%。
截至2022年底,国家能源局派出机构共向237个增量配电项目业主颁发了电力业务许可证(供电类),其中,试点项目214个,非试点项目23个。
以上内容节选自《2022年售电行业年度报告》
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