2015年新一轮电改以来，我国电力市场建设持续向纵深推进，初步建立了“统一开放、竞争有序”的电力市场体系，有效促进了电力资源的优化配置和能源清洁低碳转型。2021年，是中国电力体制改革的第六个年头，这一年，正加速进入电力市场化时代。上半年，“可再生能源”和“电力现货试点”成为焦点，各地纷纷出台可再生能源电力消纳保障方案，国家能源局推进电力源网荷储一体化和多能互补发展，推动可再生能源跨省区交易，电力现货试点扩围。下半年，“拉闸限电”“能耗双控”“涨电价”“亏损”“正价差”“电价改革”“电网企业代购电”等成为业内人的“热搜词”……
新一轮电价市场化改革落地
2021年10月12日，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，取消工商业目录销售电价，放开全部燃煤发电电量上网电价，扩大交易价格浮动比例，引入电网代理购电机制，推动工商业用户全部进入市场！2021年，随着经济复苏，全社会用电量迅速增加，电力供需紧张。前三季度，煤价持续高位运行，火电行业陷入成本倒挂、全线亏损的状态，发电企业积极性下降，严重影响电力市场稳定运行。今年三季度，广东、江苏、广西、浙江、辽宁等二十多个省份启动不同程度的有序用电。 燃煤发电上网电价市场化改革措施出台后，多地纷纷行动，以新方案为标准组织电力市场化交易，成交价格上涨幅度基本触及此轮电价改革要求的20%上限。 点评：此次电价市场化改革是我国电力体制改革进程中的重要里程碑，取消工商业用户目录销售电价意味着我国从此告别沿用多年的政府目录电价，电价真正实现“能涨能跌”，随煤电上网电价而上下浮动，对缓解煤电企业经营困难、保障电力安全稳定供应具有积极作用。
现货试点扩围、省间现货加速推进
作为我国电力体制改革的重要组成部分，推动电力现货市场建设意义重大。2021年4月底，国家发改委、国家能源局发布《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》，《通知》明确了电力现货试点范围扩大，拟选择上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等6省市为第二批电力现货试点。 另外，省间电力现货市场建设加速推进。《省间电力现货交易规则（试行）》于11月22日正式印发，这是我国电力现货市场建设的重要里程碑，进一步扩大了市场主体类型和覆盖范围，省间现货交易范围由“跨区省间”扩展到国家电网和内蒙古电力覆盖范围内的“所有省间”，更有助于打开省间壁垒，扩大资源优化范围；市场主体范围从新能源扩展到了火电、核电，为燃煤发电跨省跨区外送提供短期交易途径。 点评：2021年，我国电力现货市场建设向前迈出一大步。目前，第一批8个省级电力现货交易试点已完成连续结算试运行，第二批6个省级电力现货交易试点加紧完善方案规则。 省间电力现货市场进入实质性建设和运行阶段，有助于充分激发电力市场主体活力，促进新能源消纳，实现资源优化配置，推动新型电力系统建设；也可以通过省间现货交易，引导电能在不同地区转移，保障电力稳定供应。
新版售电公司管理办法发布
2021年11月11日，国家发改委、国家能源局发布《售电公司管理办法》，在售电公司运营管理等方面，更加注重可操作性。办法细化了准入、退出、权利义务等内容，增加了运营管理、保底售电等内容，我国售电业务管理，从推动起步阶段的重事前管理走向事前管理和事中监管相结合阶段。 点评：随着电力市场化改革的不断深化，工商业用户的全部放开，售电公司也争相进入市场，售电公司作为衔接零售市场与批发市场的重要一环，发挥着不可或缺的作用。《售电公司管理办法》在售电公司持续准入、信用监管、履约额度跟踪预警等方面作了细致明确的要求，给售电公司增加了进入市场的“门槛”，戴上了参与交易的“紧箍咒”。
电网代理购电政策落地
国家发改委在《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》中提出，推动工商业用户都进入市场，对暂未直接从电力市场购电的用户由电网企业代理购电。10月23日，为指导各地组织好电网企业代理购电工作，保障代理购电机制平稳运行，国家发改委发布《关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》，通知明确代理购电流程和代理购电用户电价形成方式等事项。 从12月开始，各地电网公司相继开展代理用户购电工作。截至目前，已经公布了2021年12月、2022年1月电网代理购电价格。2021年12月，除四川低于燃煤发电基准价外，其余省份均高出燃煤发电基准价。其中青海电网企业代购电价格最低，为251.3元/兆瓦时。2022年1月，除青海2022年1月电网代理购电价格0.2274元/千瓦时，比燃煤基准价低0.0003元/千瓦时外，其他地区电网代理购电价格均高出燃煤基准电价。 点评：电网企业代理购电制度，是进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革提出的明确要求。从原来的目录电价到全部参与市场化交易，未进入市场的电力用户需要一些时间来接受和适应，建立电网企业代理购电制度，是促进全面市场化的过渡方案，有利于确保电价改革政策平稳实施。 同时，建立公平、公正、公开的电力市场，需要加强电网企业代购电监管，规范信息公开制度，营造和谐的市场氛围。
绿色电力交易开市
2021年9月7日，绿色电力交易试点正式启动，这是继国家发改委、国家能源局批复《绿色电力交易试点工作方案》后，启动的首次绿色电力交易，共17个省份259家市场主体参与，达成交易电量79.35亿千瓦时，成交价格较当地电力中长期交易价格增加3-5分/千瓦时，用户类型覆盖了国有大型企业、跨国公司和外向型企业。 绿色电力交易是电力中长期是在电力中长期市场体系框架内设立的一个全新交易品种。用户可以通过电力交易的方式购买风电、光伏等新能源电量，消费绿色电力，并获得相应的绿色认证。据了解，现阶段绿色电力消费需求强烈的企业主要有外向型企业、需要作出绿色低碳能源使用承诺的企业以及国内上市公司。 首批绿色电力交易完成后，多个地区又陆续开展新的绿电交易，绿色电力消费正在提速。浙江开启绿电交易“日常模式”，推动绿电交易常态化开展；江西完成首笔绿电交易，达成交易电量1200万千瓦时；广东开展月度可再生能源电力交易；天津市开出首张个人充电“绿电溯源凭证”……点评：在双碳目标和新型电力系统的大背景下，绿色电力需求日益高涨，新能源发展将会迎来爆发期。绿电交易是我国电力市场的一项重大机制创新，开展绿电交易对新能源消纳、电力市场建设、高耗能产业发展等多方面都具有积极作用。
全国碳市场首次启动
2021年，我国碳市场建设取得新突破。全国碳交易市场首次启动，相关支持文件陆续出台。全国碳市场鸣锣开市后，发电行业成为首个纳入全国碳市场的行业，截至目前，共纳入发电行业重点排放单位2162家。全国碳市场启动之后，中共中央 国务院发布《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，从中央层面系统谋划、总体部署碳达峰碳中和工作。10月26日国务院正式印发2030年前碳达峰行动方案，重点实施“碳达峰十大行动”，至此顶层设计文件重磅出炉！ 全国碳市场建设发展时间轴 点评：从地区试点到全国统一，我国碳市场建设迈出了重要一步，在发电行业碳市场运行良好的基础上，未来碳市场的范围将扩大到更多的高排放行业，例如钢铁、有色、化工、建材等，碳交易规模有望达到千亿级。另外未来碳市场和绿电市场将有序衔接，会给市场主体带来更多的发展方面与机遇。
可再生能源消纳取得突破性进展
2021年，可再生能源消纳取得了实质性进展，步入正轨。政策方面，国家和地方已经建立可再生能源电力消纳一系列政策体系，国家能源局公布2021年可再生能源电力消纳责任权重和2022年预期目标，广东、北京、重庆、上海、内蒙古、河南、浙江、四川、辽宁、海南、福建、新疆等多个地区发布可再生能源电力消纳保障实施方案。交易方面，全国首次可再生能源电力超额消纳量交易、南方区域首次可再生能源电力消纳量交易、广东首次可再生能源电力交易、广西首次可再生能源电力消纳量交易鸣锣开市，可再生能源电力交易逐渐成为越来越多省份的常态化交易品种，进一步激发市场主体消纳可再生能源的动力。 点评：近年来，我国在不断完善清洁能源发展政策体系的同时，以电力市场交易为重要抓手，加快可再生能源参与市场交易步伐，力促可再生能源全额消纳。“十四五”期间，我国着力构建以新能源为主体的新型电力系统，可再生能源参与交易将占据更多的比例，可再生能源将会迎来快速发展！
电力现货下的高电价事件
2021年，各地的电力现货市场虽然有了实质性进展，但其中也走过了一些坎坷。年初，甘肃现货市场被叫停，原因之一就是受甘肃省内用电与外送电负荷双增影响，供需紧张，交易价格高企，价格频频触及0.5元/千瓦时上限。4月15日，山西实时现货市场实施了2小时的熔断措施，这是我国现货市场首次启动熔断机制。原因是受天气变化影响，新能源预测偏差极大，如果不进行市场熔断，2个小时之内新能源企业支付偏差金额巨大。采用熔断机制有效阻止了新能源电价剧增。 在5月份广东整月结算试运行中，由于负荷迅速增长、电力供应紧张、动力煤价格持续高涨等多重因素影响，现货交易价格从5月12日开始一路飙升，实时电价更是达到天花板，售电公司大面积亏损。 点评：虽然我国电力现货市场取得了积极进展，但也存在一些问题亟需解决。新能源靠天吃饭，出力极易受天气影响。现货市场中如何准确预测新能源功率、分解中长期曲线至关重要，另外面对突发事件时，不通过熔断机制来保障电力市场稳定运行，还需要储能发挥作用。
“煤电联动”机制扩围
实行“煤电联动”机制，是2021年煤价连续数月高位运行，煤电企业巨额亏损之后，我国鼓励采用的电力价格形成机制。9月湖南出台国内首个实行煤价联动电价上浮机制，要求在确定电力市场交易基准价格的基础上，引入燃煤火电企业购煤价格作为参数，建立与煤炭价格联动的燃煤火电市场交易价格上限浮动机制。近期，陕西、广东、甘肃、宁夏、江西等多地明确2022年实行煤电联动机制。 众所周知，电力具有商品属性，市场经济下，商品都是会有涨有跌的，所以电价有涨有跌是符合市场发展规律的。煤炭价格上涨，市场交易电价跟着上涨，煤价下降，电价也会下调，这样的电价机制才会促进整个电力体制改革向前发展。 点评：新一轮电改之后，电力用户似乎形成了电价“只降不涨”的思维，“市场煤”和“计划电”机制下，煤炭价格高企时，发电厂的电价不能随之调整，导致煤电企业不能合理传到成本上涨带来的经营压力。实行电价与煤价联动，充分体现了电力的市场化特性，可以合理体现发电、用电的成本，降低市场风险。在下半年出现煤炭短缺、煤电亏损情况下，推动煤价和电价联动机制恰逢其时，能够有效缓解煤电经营难题。
广东电力市场改为“绝对价格模式”
2021年10月，广东省将电力交易中一直将沿用6年的“价差模式”改为了“绝对价格模式”。广东规定“绝对价格模式”适用于现货与非现货模式，“绝对价格模式”下，按照电厂绝对价格申报模式组织电力交易，能够更加真实的反映发电成本和用电成本。 点评：“绝对价格模式”下，电网公司从统购统销模式向收取输配电价模式转变，还原了电力的商品属性，同时也与分时电价政策形成良好衔接，助力电力市场化的真正实现。 本文内容摘自《2021年售电行业年度报告》
（来源：北极星售电网 作者：七块钱）