A摘要
SUMMARY OF AN ARTICLE
1.市场交易电量呈明显增长趋势，其历年的复合增长率均处于较高水平；
2.2023年，新能源参与电力现货交易蓄势待发；
3.12个省已发布2023年光伏发电市场化交易政策；
4.江苏、广东两省2023年度绿电交易价比基准价分别高7.7分/度和9.8分/度。
光伏发电企业在新的历史阶段面临新的机遇与挑战，应及时做好工作准备！
B正文
TEXT OF A BOOK
2023年1月28日，中国电力企业联合会发布2022年1-12月份全国电力市场交易简况。2022年期间，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量52543.4亿千瓦时电力市场，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。
值得我们关注的是，市场交易电量在全社会用电量的占比超过60%。跟随此思路，通威新能源战略组对2014年—2022年市场交易电量等相关数据及其复合增长率进行梳理对比，以加深读者对我国电力市场交易数据及趋势的理解。
一、我国电力市场交易情况
以下是2014—2022年市场交易电量及社会用电市场化率汇总：
表 1 2014—2022年市场交易电量及社会用电市场化率汇总
市场交易电量、全社会用电量及社会用电市场化率均呈持续增长趋势。市场交易电量由2014年的3,000亿千瓦时增长到2022年的52,543亿千瓦时，复合增长率为43.03%；全社会用电量由2014年的55,233亿千瓦时增长到2022年的86,372亿千瓦时，复合增长率为5.7%。市场交易电量的增长速度远超全社会用电量的增长速度。社会用电市场化率由2014年的5.4%快速提升到2022年的60.8%（见图1）。
图 1 2014—2022年市场交易电量及社会用电市场化率
二、新能源参与电力市场交易政策
我国新能源产业发展迅猛，如今我国已是全球风电和光伏发电规模最大、发展最快的国家。而且随着我国电力体制改革不断深化，市场交易电量规模不断扩大，新能源发电企业参与电力市场早有预期，新能源参与电力市场交易政策呼之欲出。
1.国家发改委、能源局：新能源全面参与市场交易
2022年1月28日，国家发改委、能源局发布《加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，意见指出:“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。”
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2.国家能源局：稳妥有序推动新能源参与电力市场
2022年11月22日，国家能源局综合司公开征求 《电力现货市场基本规则》意见，提出“稳妥有序推动新能源参与电力市场”为主要任务之一。
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3.广东电力交易中心：试点开展新能源发电主体参与现货市场交易
2022年12月1日，广东电力交易中心印发《广东新能源试点参与电力现货市场交易方案》,方案提出：“试点开展新能源发电主体参与现货市场交易”。
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三、2023年光伏发电市场化交易政策
自2022年底，各省（市）陆续发布2023年光伏发电市场化交易政策，截至目前，据公开信息不完全统计，12个省（市）发布了2023年光伏发电市场化交易政策，已在政策中明确提出光伏市场化交易要求的共计6个省（市）。其中，值得注意的是，青海省全部上网电量须参与市场化交易，云南省枯平期（1—5 月、11—12月）全部上网电量参与市场化交易，山东省参与中长期交易的集中式新能源场站（不含扶贫光伏)全电量或50%电量参与市场。
以下是2023年各省（市）光伏发电市场化交易政策汇总：
表 22023年各省光伏发电市场化交易政策
四、电价的不确定性
中国光伏发展多年，固定上网电价是此前支撑光伏行业快速发展的先决条件之一，但进入“十四五”中后期，一些决定电价的边际条件发生变化。从2022现货交易试点省份的执行情况来看，光伏电站上网电价将会随参与市场交易带来巨大波动，电价的不确定性将在2023年凸显。
在江苏、广东等省份，绿电需求量巨大，本省新能源电站甚至无法满足需求。2022年12月22日，江苏省、广东省电力交易中心公示了2023年电力市场年度交易结果。其中：
1.江苏省
《2023年江苏电力市场年度交易结果公示》显示：“ 年度交易总成交电量3389.89亿千瓦时，加权均价466.64元/兆瓦时。年度绿电成交17.74亿千瓦时，加权均价468.58元/兆瓦时。”
评述：江苏2023年电力市场年度交易加权均价0.4666元/度，与燃煤基准价0.391元/度相比，上浮19.35%。其中年度绿电交易加权均价0.4686元/度，比燃煤基准价高0.077元/度，溢价幅度为19.8%。
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2.广东省：
《关于广东电力市场2023年度交易及可再生能源年度交易结果的通报》显示：年度双边协商交易电量2426.5亿千瓦时，均价553.88厘/千瓦时；年度挂牌成交32.97亿千瓦时，均价552.28厘/千瓦时；年度集中竞争交易成交13.3亿千瓦时，均价553.96厘/千瓦时；可再生能源年度交易成交15.63亿千瓦时，电能量均价529.94厘/千瓦时，环境溢价均价21.21厘/千瓦时。评述：广东2023年电力市场年度交易双边协商交易均价0.5539元/度，与燃煤基准价0.453元/度相比，上浮22.27%；其中绿电年度交易均价0.5512/度，比燃煤基准价高0.0982元/度，溢价幅度为21.68%。
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▾新能源参与电力市场交易，将从根本上改变原来光伏电站上网电价20、25年固定不变的商业模式，为光伏电站的投资与运营提出新的挑战，光伏电站投资企业应及时关注并做好相应准备。附：各省光伏发电市场化交易政策简要内容（含原文链接）
1.青海
2022年11月30日，青海电力市场管理委员会发布《青海省2023年电力市场交易方案》。方案提出：“集中并网新能源企业（扶贫、特许经营权、存量光热发电项目，光伏应用领跑者基地保障利用小时以内发电量除外）全部参与市场交易。”
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2.云南
2022年12月23日，云南省能源局发布《关于做好2023年云南电力中长期合同签订履约工作的通知》。
通知提出：“（一）发电企业准入范围。… 3. 集中式风电场、光伏电厂。存量新能源项目，枯平期（1—5 月、11—12月）全部上网电量参与市场化交易，价格按照市场机制形成电力市场，汛期（6—10月）全部上网电量执行云南省城乡居民生活用能电能替代政策，按当月月度集中竞价交易成交均价结算，在无月度集中竞价成交价格的情况下，按当月上调服务基准价执行；新增新能源项目，全部上网电量参与市场化交易，并可参与绿电交易，具体价格按照价格主管部门政策执行；分布式新能源、光伏扶贫项目按照国家和我省有关规定执行。”
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3.山东
2022年10月20日，山东能源局发布《关于征求2023年全省电力市场交易有关工作意见的通知》。
通知提出：“鼓励新能源场站高比例参与电力市场，推动开展绿色电力交易和绿证交易，充分体现新能源环境属性价值；按照“谁受益、谁承担”的原则，有序推动分布式新能源参与市场费用分摊；支持新能源与配建储能联合体参与电力市场。…新能源场站市场化交易部分不计入全生命周期保障收购小时数，签订市场交易合同的新能源场站在电网调峰困难时段优先消纳。参与中长期交易的集中式新能源场站（不含扶贫光伏)全电量或50%电量参与市场；未参与中长期交易的集中式新能源场站（不含扶贫光伏)，10%的预计当期电量参与现货市场。”
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4.江苏
2022年12月5日，江苏省发改委发布《关于开展2023年电力市场交易工作的通知》。通知提到：“二.市场交易电量（一）发电企业…统调光伏、风电：光伏发电年度绿电交易电量不超过900小时、风电年度绿电交易电量不超过1800小时。每月绿电交易电量原则上不得超过该场站去年同期发电量。三．市场交易价格… 2、市场交易价格浮动范围为燃煤机组发电基准价上下浮动原则上不超过20%（0.3128~0.4692元/千瓦时）。燃气机组和绿电交易价格不设限制，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。燃气机组参与市场交易的，仍执行气电联动政策。”
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5.广西
2022年12月9日，广西自治区工信厅等三部门联合《关于2023年广西电力市场交易实施方案的通知》。
通知提出：“风电、光伏超过等效上网电量的电量参与市场化交易，风电、光伏发电企业月度 (周) 等效上网电量=min[该风电、光伏发电企业当月 (周) 上网电量，该风电、光伏发电企业当月 (周)上网电量x风电、光伏发电企业等效利用小时数/该风电、光伏发电企业近三年平均利用小时数]，该风电、光伏发电企业当月 (周) 上网电量=Σ该风电、光伏发电企业第 i日上网电量电量，i为标的月（周）天数。风电发电企业等效利用小时数=800小时，光伏发电企业等效利用小时数=500小时。…
(一) 发电企业交易价格1.发电企业采用“基准价+上下浮动”的市场化上网电价机制。2.所有发电企业以广西内陆燃煤发电企业核定上网电价（422.7元/兆瓦时) 上浮 20%作为交易上限价格（507.24 元/兆瓦时，以下简称上限电价) ，交易价格在上限电价基础上向下浮动，交易下限价格为各发电企业核定的上网电价下浮 20%,具体浮动幅度由市场交易形成。”
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6.辽宁
2023年1月6日，辽宁省工信厅、辽宁省发改委发布《2023年辽宁省电力市场化交易方案》。方案提到：“1.带新能源补贴的光伏机组优先发电小时数为 1300小时，折合上网小时数 1275小时（按2022年光伏发电平均厂用电率 1.89%测算，下同)，平均分摊到上下半年，作为保障居民、农业上网电量来源。平价无补贴机组光伏机组优先发电小时不高于1300小时，折合上网小时数1275小时，平均分摊到上下半年，作为保障居民、农业上网电量来源。
2.光伏优先发电以外的上网电量，作为保量竞价上网电量参与市场化交易。”
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7.甘肃
2022年10月13日，甘肃能监办、甘肃发改委、甘肃工信厅发布《甘肃省电力中长期交易实施细则（试行）》。细则指出：“第五十六条 绿色电力交易优先组织未纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内的风电和光伏（以下简称“无补贴新能源”)企业参与交易，已纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内的风电和光伏（以下简称“带补贴新能源” 作为补充根据国家有关要求可逐步扩大至符合条件的其他类型发电企业。电力用户主要为具有绿色电力消费及认证需求、愿意承担绿色电力环境价值的用电企业，主要包括直接参与交易的工商业用户和电网企业代理购电用户。”
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8.吉林
2022年12月30日，吉林省能源局吉林省发展和改革委员会发布《关于开展2023年电力市场交易有关工作的通知》。
通知指出：“二.市场主题 (一)发电企业。燃煤发电企业全部进入市场，非燃煤发电企业优先发电以外电量参与市场:自备电厂在公平承担社会责任、承担政府性基金及附加、政策性交叉补贴、系统备用费、取得电力业务许可证(发电类 )、达到能效、环保要求后可参与市场。…
三．交易原则（一）按照“基准价+上下浮动”的市场化价格机制要求，设定市场交易价格上下限，高耗能用户市场交易价格不受上浮20%限制。市场主体在价格上下限范围内自由开展交易，任何单位和个人不得干预。”
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9.四川
2022年12月27日，四川省经济和信息化厅等四部门印发了《四川省2023年省内电力市场交易总体方案》。方案提出：“ 2. 有序推动新能源发电企业参与市场交易，发挥电力市场对能源清洁低碳转型的促进作用，增加市场化发电能力供给。风电、光伏发电企业优先发电量以外的电量，须直接参与市场交易（指发电企业直接向售电公司或电力用户售电，下同)。3. 2023年年内新投产发电企业，不参与年度市场交易。但自投产之日起，可参与月度（月内)交易。”
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10.陕西
2022年12月1日，陕西省发展和改革委员会印发《陕西省2023年电力中长期市场化交易实施方案》。
方案提出：“鼓励新能源发电参与市场交易，原则上除优先发电之外的电量全部进入市场，通过市场化方式进行消纳，新能源市场化方案另行印发。”
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11.福建
2022年12月15日，福建省发展和改革委员会发布《2023年福建省电力中长期市场交易方案》。
方案指出：“一.市场主题(一)发电企业 5.水电、燃气发电、生物质发电、光伏发电、华龙一号核电机组上网电量和市场合约外的风电机组上网电量用于保障居民、农业优先购电。…
三.交易电量规模 2023年，全省电力市场直接交易电量计划约2110亿千瓦时（其中居民、农业等从市场采购电量约160亿千瓦时），除居民、农业等优先购电电量由电网企业保障供应外，其余电量全部进入市场。”
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12.山西：
2022年12月13日，山西省能源局发布《2023年全省电力市场交易工作方案》。
方案提出：“发电企业：符合准入条件的现役省调燃煤机组、燃气机组、光伏发电（暂不含分布式光伏和扶贫光伏)、风电机组（暂不含分散式风电)、抽水蓄能电站。鼓励地方燃煤电厂、生物质发电及小水电等自主申报参与电力市场。待国家和我省绿证交易、绿电交易机制进一步完善后，适时推动平价新能源项目参与电力市场交易。”
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