2022年电力市场猜想

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2022年，是我们新一轮电力体制改革开展的第7年。我国电力市场建设将进一步全面提速，必将是我国电力体制改革坚定深入推进的全面开启之年，全国统一电力市场加快构建，新能源市场化交易占比逐渐提升、绿电交易成常态，能涨能跌的电力市场化机制全面建立，省间现货交易通道全面打开，更多市场机会涌现，售电市场机遇与挑战并存。

（北极星售电网 作者：北极星）

一、全国统一电力市场加快构建

2022年1月28日，国家发改委、国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，《意见》的印发，意味着全国性电力市场建设按下了“快进键”，新一轮电力体制改革也将顺势走向深入。

根据规划，到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，适应新型电力系统要求，国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。

推进“双碳”目标是对我国经济社会一场深刻的变革，全国统一电力市场体系建设正是在此背景下提出的，建设“统一、规范、协同、融合、多元”的电力市场体系是最终目标。《指导意见》中提出的电力市场建设任务要求，必将会开启我国电力市场化改革的新篇章，激发与新能源、分布式能源、用户侧资源紧密联系的新业务、新业态发展。

目前，我国电力市场建设进入攻坚阶段，《指导意见》的提出为新型电力系统加快建设、碳达峰碳中和目标加快实现提供了坚强的市场保障，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。

二、新能源市场化交易占比逐渐提升 绿电交易成常态

“有序推动新能源参与市场交易”正在成为能源行业的政策热点。2022年伊始，国家发改委等部门陆续发布的能源相关文件，都提到了新能源市场交易，预示新能源市场化交易将成为2022年看点。

2022年1月，国家发改委、国家能源局发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提出“有序推动新能源参与市场交易”；同期，国家能源局发布的2022年能源监管工作要点和任务清单也明确提出，“积极支持新能源参与市场交易，以市场化机制促进新能源消纳”；国家发改委和国家能源局1月30日发布《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》，明确提到“鼓励新能源发电主体与电力用户或售电公司等签订长期购售电协议”。

此外，在2022年1月18日国家发改委等7部门联合发布的《促进绿色消费实施方案》中，也提到，进一步激发全社会绿色电力消费潜力，统筹推动绿色电力交易、绿证交易。

在碳达峰、碳中和背景下，绿电成为满足企业绿色转型的刚需，绿电交易是大势所趋。

3月15日，有消息称，欧盟成员国已就欧盟碳边境税达成一致。碳边境调节机制（CBAM），也可称为“碳关税”、“碳边境调节税”，是指严格实施碳减排政策的国家或地区，要求进口（出口）高碳产品时缴纳（返还）相应的税费或碳配额。未来，如碳边境调节税开征，钢铁、铝等高耗能企业也将进入绿电交易市场，中长期绿电交易或至千亿千瓦时级别市场。

作为全球最大的电力消费经济体，中国具备引领全球绿电市场发展的巨大潜力。根据落基山研究所估算，到2050年，财富500强企业及其供应链在中国的绿电需求将至少达到每年1440太瓦时。

绿色电力交易将有望在2022年呈现量级增长。随着燃煤发电市场化电价改革政策出台之后，电力交易价格全面上浮，可再生能源企业直接参与交易的绿电价格也会有所上涨，有助于推动可再生能源企业参与市场化交易。另外国家对高耗能行业采取一定限制措施，例如交易电价不受上浮20%限制，未来有可能会将能耗双控、高耗能企业电力交易与绿色电力挂钩，高耗能企业消纳绿电的需求将会增强，政策方面需要推动绿电交易与高耗能用电企业市场化交易，能耗双控、碳交易等政策有效衔接，例如高耗能企业购买绿电可在能耗双控、用能权等方面予以优先保障，消纳绿电的用户在核算碳排放时进行相应扣减等。

三、能涨能跌的电力市场时代全面来临

2021年10月，煤电价格形成机制迎来重磅改革——建立了能涨能跌的市场化机制，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。

电价新政实行以来，全国多地均实现电价上涨。电力价格既受电源结构、一次能源价格、供需情况的影响，又受到国家产业政策、能源政策的影响。我国目前的电源结构仍以火电为主，2022年受宏观经济、迎峰度夏旺季等因素的影响，我国电煤价格仍将攀升，随着国家发改委《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》（〔2022〕303号文）出台，引导煤炭价格在合理区间运行，明确了山西、陕西、内蒙三个重点产区煤炭出矿环节中长期交易价格合理区间，预计煤价将逐步回归至合理水平。

2022年煤价价格在合理区间内煤、电价格可以有效传导，考虑2022年电煤价格水平，燃煤发电价格仍将出现小幅上涨趋势。目前我国电力市场发展稳中前行，随着市场机制的逐步建立和完善，市场化交易电价将有效反映电力供需情况。所以，2022年市场化交易电价将稳中有升。

四、省间现货交易通道全面打开

2021年11月国家电网印发我国首个《省间电力现货交易规则（试行）》，覆盖国家电网有限公司和内蒙古电力有限责任公司范围内全部省间交易，参与主体覆盖所有电源类型。该规则的发布，意味着省间现货交易通道的全面打开，电力交易规模将再度扩大，也将为售电行业带来更多的机会。

目前我国新能源发电大部分集中在三北地区，需求方则主要分布于中东南部沿海地区，《省间电力现货交易规则》将大力促进跨省跨区新能源的交易与消纳。

目前，国家电网正在积极准备省间电力现货交易试运行相关工作。省间电力现货交易启动后，将与省间电力中长期交易协同配合，形成完整的省间电力市场，助力全网电力电量平衡与可再生能源大范围消纳，并与省级电力市场架构相衔接，相互促进，协同发展，逐步健全多层次统一电力市场体系。2022年1月12日－14日，22日-28日，国家电网已经进行了两次省间电力现货交易模拟试结算，3月1日-3月31日国家电网开展为期31天的整月结算试运行。最新消息称，3月21日将启动省间中长期市场按工作日连续试运营，试运营期间开展以双边协商、挂牌为主要交易方式的分时段电力交易，成交结果执行并结算。未来，随着机制的不断成熟，将逐步转为更长周期的正式结算试运行。

五、差异化多样化增值服务或为售电企业生存之道

2021年10月印发的《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，明确了我国燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，作为配套政策，《关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》之后发布，强调取消工商业目录销售电价后，10千伏及以上用户原则上要直接参与市场交易，暂无法直接参与市场交易的可由电网企业代理购电，同时要求“结合当地电力市场发展情况，不断缩小电网企业代理购电范围”，这意味着将推动百万数量级工商业电力用户全部进入市场。

对于售电公司来说，这是一个巨大的市场机遇。对于绝大多数电力用户来说，独自完成电力交易业务，无论是技术力量还是时间、人力，都难以有相应的支撑，需要售电公司的帮助代理，作为电力市场的关键环节，售电公司即将迎来崭新局面，一个潜在的大市场正在铺展开来。

前景美好，但如何签下用户、守住用户、服务好用户，是需要售电公司去认真思考的。放眼未来，售电公司需要做的是以提升核心竞争力为重点，围绕用户需求，加强核心能力建设，整合用户曲线，为用户平衡电力市场波动风险。

2022年，一些拥有核心技术优势的独立售电公司有望脱颖而出。在2021年全国多地出现有序用电的情况，多地发布电力需求响应相关政策，负荷聚合商有望成为售电公司的服务新业态。2022年，由于更多中小微企业陆续入市，叠加微小主体接入需求快速增长，负荷聚合与虚拟电厂前景广阔。

（以上部分内容摘自北极星售电网《2021年售电行业年度报告》）

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