全面加快建设全国统一电力市场体系

全国统一电力市场体系建设取得重要进展。2022年，已基本建成了“统一市场、协同运作”的电力市场基本架构，形成了衔接省间、省内，覆盖全国范围、全类型周期、不同交易品种的市场体系。中长期市场启动连续运营，稳定市场预期的基础作用得到有效发挥，各省中长期交易电量同比持续增长，占总交易电量的比重维持在90%以上，成交价格基本稳定在基准电价上浮8-20%之间；现货市场建设稳步推进，首批8个电力现货试点均已启动连续结算试运行，第二批6个试点也陆续开展了模拟试运行，初步建立反映实时电力供需的价格机制；辅助服务市场逐步完善，全国各电网区域实现辅助服务市场全覆盖，普遍建设运行了区域内调峰辅助服务市场，部分区域开展了区域备用辅助服务市场。绿电交易需求稳步增长，绿电交易规范有序开展。 市场交易电量占全社会用电量比重60.8%，市场化程度进一步提高。2022年，煤电机组计划全面放开，工商业用户通过直接从市场购电或由电网公司代理购电方式全部进入市场，带动电力市场交易规模迅速扩大，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量52543亿千瓦时，比上年增长39.0%，占全社会用电量的60.8%，比上年提高15.4个百分点。其中，省内市场交易电量合计为42181亿千瓦时，比上年增长37.1%；省间市场交易电量（中长期和现货）合计为10362亿千瓦时，比上年增长47.5%；全国燃煤发电机组市场平均交易价格达到0.449元/千瓦时，较全国平均基准电价上浮约18.3%。截至2022年底，在电力交易机构注册的市场主体数量61万家，比上年增长30.6%。

随着电力市场交易的不断推进，亟需现货市场通过日前或实时价格信号引导电量品种（例如煤电和新能源发电）更富经济性地参与市场，促进供需平衡。在引导电力价值发现方面，虽然当前交易量占据主导的中长期市场从理论上具有稳定电价、规避风险的优势，但由于当下中长期市场的定价缺少现货日前价格给与参考，合约框定缺乏一定的灵活变动空间。2021 年下半年以来，煤价暴涨，而中长期交易对电价反应严重滞后，未能及时反映市场真实的供需情况并疏导激增的煤电发电成本，造成了煤电企业大面积亏损⁹。据中电联测算，2021年因电煤价格上涨导致全国煤电企业电煤采购成本额外增加6000亿元左右。8-11月部分集团煤电板块亏损面达到100%，全年累计亏损面达到80%左右。而电力现货交易具有价格发现功能，更能实时反映市场供需和成本，且可以吸收中长期合同外的余量进入实时市场，竞争上网。2022年随着现货市场机制向发电侧进一步渗透，叠加国家对煤价实行区间调控、对长协上网电价浮动范围上调等举措，煤电企业实现减亏。国外电力市场一般先建设现货（日前和实时）市场、后建设中长期（期货）市场，中长期市场的定位主要是对冲现货风险。而中国电力市场建设始于电力中长期交易，因而当下亟需通过现货市场机制在电价发现和电力平衡两个方面对中长期市场进行补充，以优化中长期交易里的价格信号和资源配置。在促进新能源利用方面，建设现货市场至少有如下三方面的优势：首先，现货交易频次高（7*24h不间断开市）、周期短（小时/15分钟），更符合新能源波动性、难以预测等特点。其次，在平等的市场竞争机制下，新能源发电边际成本较低，随着全球能源危机拉高一次能源价格，火电的边际成本相比较高，因此新能源发电在市场中能够自动实现优先调度。第三，现货交易形成峰谷价差，为储能等第三方新型市场主体打开盈利空间，鼓励灵活调节资源配合新能源消纳。目前，电力现货市场对于促进新能源消纳的积极作用已初步显现。根据国家电网统计，跨区域省间富余可再生能源现货交易运行4年间累计减少可再生能源弃电超230亿千瓦时。其中蒙西作为第一批电力现货试点地区，于2022年6月正式启动电力现货市场长周期试运行，在国内首次实现燃煤机组和新能源无差别参与现货市场，2022 年第三季度蒙西地区风电利用率为98.1%，同比提升0.3 个百分点；光伏发电利用率为99.1%，同比上升1.2个百分点³。