2022年是电力市场建设全面提速的一年。更多市场主体和交易电量进入市场，首批电力现货试点改革走向深入，第二批现货市场试点先后启动试运行，区域电力市场开始探路。
改革过程中挑战不断，一次能源价格如何传导，新能源如何入市，绿电交易如何推进，电力市场还在边解题边建设。
2023年，预计南方区域统一电力市场试运行将继续向前推进，试点地区与非试点地区电力现货建设也都将有新的进展，绿电交易或将迎来扩容，电力市场建设值得期待。
市场规模扩大
2021年10月，国家发展改革委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(发改价格〔2021〕1439号)，提出推动燃煤发电量全部进入电力市场，工商业用户全部进入电力市场。新政策之下，2022年市场主体数量大幅增加，交易量显著提升。
2022年上半年，仅广东电力交易中心就累计新增7508家市场主体，比2021年底增加20.4%，市场交易电量也大幅增长。中电联数据显示，2022年1—11月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量47563.6亿千瓦时，同比增长41.9%，占全社会用电量比重为60.5%，同比提高15.8个百分点。
2022年，电力现货市场全面推进。广东、蒙西、四川、甘肃、山东、山西等第一批试点地区进入现货市场长周期不间断试运行阶段，上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等第二批试点地区纷纷开始模拟试运行，江西等非试点省份电力现货市场建设也在加速推进。
全国层面的电力现货市场基本规则在2022年末推出。2022年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)，这一规则正式生效后，预计将不会再有第三批现货试点，这也意味着电力现货市场有望从局部地区铺向全国。
从2015年电改9号文发布起，经过七年的建设，全国统一电力市场体系建设提上日程。2022年1月18日，国家发展改革委、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》(发改体改〔2022〕118号)指出，2025年全国统一电力市场体系初步建成，2030年全国统一电力市场体系基本建成。
在此背景下，2022年7月23日，南方区域电力市场正式启动试运行，这是本轮改革中我国首个启动试运行的区域电力市场。试运行启动后，南方区域市场从模拟试运行起步，逐步扩展试运行范围，2022年12月，南方区域电力现货市场首次成功开展调电试运行(不结算)。2023年，南方区域电力现货市场试运行值得期待。
改革“深水区”
电改之初，无论是中长期合同成交价还是现货市场价都较原先的燃煤标杆电价有一定下降，电改不断向发用双方释放红利，但是也形成了电改就是降电价的固有印象。2022年，在新的供需形势下，涨价的压力正在考验着所有改革参与者。
在发电侧，一次能源价格传导始终是行业关注的焦点。2021年底发布的1439号文已经允许燃煤发电市场交易价格在基准价基础上上浮不超过20%，但2022年电煤价格持续高企。一边是煤电重要的保供价值，一边是煤电企业的持续亏损，行业内出现了提高基准价的声音，但也有专家认为，扩大电价上下浮动范围的措施，即放开±20%上下限，比调整基准价能更好地疏导价格。
2022年末，多省能源主管部门在2023年电力市场交易相关通知中明确了一次能源价格传导相关内容。其中广东提出，当一次能源价格高于一定值时，煤机或气机平均发电成本超过允许上浮的部分，按照一定比例对年度或月度等电量进行补偿，相关费用由全部工商业用户分摊。
对于煤电成本的疏导，业内普遍存在的观点还有，目前电力市场建设过程中，缺乏对于煤电容量的补偿机制，新型电力系统下，煤电企业原本通过基数电量和标杆电价实现发电容量成本回收的机制已发生根本变化，未来应随着电力市场机制的改革，开展容量补偿市场交易。
在用电侧，多种类型的上游成本正在或将要向用户疏导。除了一次能源价格在允许范围内向下传导，电力辅助服务、需求侧响应等都试图通过用户分摊的形式来获得稳定的资金。而2022年最受瞩目的则是省间现货市场在迎峰度夏期间出现的高电价。一些省份为保障电力供应从省间市场高价买电，由此产生的费用如何分摊成为必须解决的问题。这使得电力市场的设计者必须在规则设计上更加谨慎，并在保证上游可持续发展和考虑下游价格承受力之间小心平衡。
在“双碳”目标下，新能源参与电力市场也是一场大考。具有随机性、波动性、反调峰等特点的新能源在电力市场中和燃煤、燃气机组同台竞价，可能面临较大的市场价格波动风险，还可能承担较重的偏差电量考核或平衡成本。
在建设新型电力系统的背景下，新能源入市成为必然选择，如何完善市场机制设计，提高电力市场对新能源的适应性，各个新能源大省正在努力给出自己的答案。
2022年6月1日，蒙西电力现货市场“单轨制”模式开启结算试运行。作为全国首个“单轨制”电力现货市场，蒙西市场发用双侧按照现货价格结算，日前预出清不结算，实时市场出清结算。蒙西出现了许多不同于我国其他现货试点的设计，后续市场如何建设，市场规则、市场体系如何不断完善，还需观察。
绿电交易扩容
2022年也是绿电交易版图不断扩大的一年，绿电交易量持续增加，绿电交易正从试点阶段逐渐走向常态化。
绿色电力交易是在现有的电力中长期交易框架下，为风电、光伏发电等绿色电源单独设计的交易品种。绿电交易可以让新能源发电方有机会获得环境成本溢价，让电力用户有更多渠道获得经过环境效益认证的电力。
2022年2月，广州电力交易中心等六家电力交易机构联合印发《南方区域绿色电力交易规则(试行)》;5月，北京电力交易中心印发《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》，这两份规则细化了对绿电交易组织、交易价格、交易结算、绿证划转等的规定。
2022年1—10月，南方区域累计成交绿电超过32亿千瓦时，较2021年增长200%。
从交易价格来看，2021年各地首次试点交易成交电价较当地中长期市场均价高3—5分/千瓦时，随着燃煤电量市场化交易价格上涨，2022年绿色电力交易价格也有所增长，较当地燃煤基准价平均上涨6—9分/千瓦时。
2022年11月16日，国家发展改革委、国家统计局、国家能源局联合发布《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》，规定以绿证作为可再生能源电力消费量认定的基本凭证，绿证核发范围覆盖所有可再生能源发电项目，建立全国统一的绿证体系。有业内人士预计，可再生能源绿色权益证书发放范围将会在2023年扩大，水电、生物质发电、海上风电、分布式光伏发电等可再生能源都将核发绿证。随着绿证核发范围的扩大，以及政策对于用户使用绿电的激励，绿电交易量将迎来进一步增长。
2022年1—8月我国绿电交易总量仅占同时段全社会用电量的0.2%。因交易规模较小，绿电交易还有很多问题没有完全浮出水面。例如，目前绿电交易规则没有规定绿电交易合约是否需要约定分解曲线，新能源的不可预测性使得实际出力曲线和事前签订的曲线往往不一致，目前零售用户以月度实际用电量为依据结算，如果绿电比例进一步提高，可能会出现新的问题。
此外，平价绿电目前参与跨省交易本质上按照“网对网”的方式进行，导致偏差部分可能要由电网公司承担，这其中还有尚未完全厘清的部分。绿电交易和常规中长期交易、现货交易如何衔接也值得探讨。
