01

市场化交易电量占比超六成

根据中电联公布数据，2022年1-12月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量52543.4亿千瓦时，同比增长39%，占全社会用电量比重为60.8%，同比提高15.4个百分点。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。

02

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。

03

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。

04

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。

05

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。

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。

06

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。

07

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。

08

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。