如何推进全国统一电力市场体系和碳市场建设？

各地区各部门扎实推进各项重点任务落实落 地，推进全国统一电力市场体系和碳市场建设。

1.市场化交易电量比重持续增加

《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》出 台以来，工商业用户全面入市，电力交易市场主体数量大幅增长。按交易结算口 径统计，2023 年 1—12 月，全国电力市场交易电量 56679.4 亿千瓦时，同比增长 7.9%，占全社会用电量比例 61.4%，比上年提高 0.61 个百分点。其中，新能源市 场化交易电量 6845 亿千瓦时，占新能源总发电量的 47.3%。跨省跨区市场化交 易电量 11589.4 亿千瓦时，同比增长近 50%。2023 年国家电网经营区域市场交易 电量达 44433.6 亿千瓦时，同比增长 6.8%，占该区域全社会用电量的比重为 61.1%； 南方电网经营区域市场交易电量 9317.7 亿千瓦时，同比增长 9.2%，占该区域全 社会用电量的比重为 59.2%；内蒙古电网经营区域市场交易电量 2928.1 亿千瓦 时，同比增长 22.6%。在交易机构注册的主体数量达到 70.8 万家。 市场主体大量增长。截至 2023 年 2 月 14 日，国网经营区市场主体注册数量 已突破 50 万家，达到 500015 家，较 2021 年底增长 36.4%，是 2015 年底的 18.2 倍。

2.电价机制持续完善

全国分时电价的峰谷电价价差持续拉大。全国 31 个省（区、市）进行了分 时电价改革，北京、冀北、山东、江苏、福建、四川、辽宁、蒙东、青海、宁夏、 新疆、蒙西、广西、云南、贵州等 15 个地区在 2023 年更新了分时电价政策，执 行分时电价的用户普遍为大工业用户及一般工商业用户，个别省份用户范围可能 有所扩大。浮动比例方面，各地峰谷电价浮动比例大多集中在 50%～70%之间， 尖峰及深谷电价浮动比例将在峰/谷电价基础上进一步拉大约 20%。 国家发展改革委、国家能源局出台了《关于建立煤电容量电价机制的通知》， 国家能源局印发了《关于明确煤电容量电价适用范围有关事项的暂行通知》，初 步形成了容量电价回收固定成本、电量电价回收变动成本、辅助服务回收调节成 本的煤电价格新机制。

3.中长期交易稳步增长

中长期交易电量占市场化电量比重超 90%。2023 年 1—12 月，全国电力市 场中长期电力直接交易电量合计为 44288.9 亿千瓦时，同比增长 7%。其中，省 内电力直接交易（含绿电、电网代购）电量合计为 42995.3 亿千瓦时，省间电力 直接交易（外受）电量合计为 1293.6 亿千瓦时。国家电网区域中长期电力直接交 易电量合计为 33777 亿千瓦时，同比增长 5.6%；南方电网区域中长期电力直接交易电量合计为 8149.7 亿千瓦时，同比增长 10.6%；蒙西电网区域中长期电力直 接交易电量合计为 2362.2 亿千瓦时，同比增长 15.5%。

4.电力现货市场建设进入“快车道”

继 2023 年 9 月《电力现货市场基本规则（试行）》出台之后，10 月出台的 《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》为多地现货市场建设明确了时 间表。 省间现货市场建设平稳推进，交易价格机制、交易平台持续完善，为连续开 市奠定基础。一是省间现货交易价格发生限价调整。国家电力调度控制中心、北 京电力交易中心于 2023 年 7 月联合发布《关于落实优化省间电力现货市场交易 价格机制的通知》，主要调整申报限价和结算限价，并于 7 月 10 日起开始执行。 其中，申报价格上限调整为 3.0 元/千瓦时，比之前的 10.0 元/千瓦时大幅度下降。 二是我国覆盖面最广的省间电力现货交易系统投运。由中国电力科学研究院自主 研发的首个基于云架构的省间电力现货市场技术支持系统于 6 月正式投运。系统 已覆盖国家电网经营区所有省级电网和蒙西电网，支持 28 家省级电网内的 6000 多家经营主体开展省间电力现货交易，支撑 24 小时不间断开展电力交易。从市 场运行来看，南方区域电力现货市场首次实现全区域结算试运行。南方区域电力 市场自 2022 年 7 月启动试运行以来，经过多轮测试、优化，从广东省内扩大到 广东、广西、云南、贵州、海南五省区。2023 年 10 月 25—29 日开展为期 5 天 的调电试运行，10 月 27—28 日 2 天开展覆盖跨省跨区(贵州省网送广东、广东省 网送海南、海南省网送广东)、广东、贵州和海南的结算试运行。12 月 15—16 日， 南方区域电力现货市场开展全域结算试运行。其间，作为南方区域电力现货市场 首批结算试运行省份，贵州电力市场经营主体自主申报率 100%，电力现货各业 务环节及五大技术系统运转正常，市场运行平稳有序。南方五省区已基本具备电 力现货跨省区交易条件，通过南方区域统一电力交易平台（现货），五省区范围 内的电厂和用户不仅能跨省区购电，还能“货比三家”。此外，长三角电力市场建 设已于 2024 年 1 月 18 日正式启动。

省内现货方面，山西、广东 2 个试点转入正式运行。第一批电力现货试点 8 个地区中，山西、广东电力现货市场 12 月 22 日、29 日相继转入正式运行，标 志着我国电力市场建设取得突破性进展。另外有蒙西、山东、甘肃 3 个试点已进 入长周期不间断结算试运行阶段，福建完成首次长周期双边结算试运行。第二批电力现货试点地区中，江苏、安徽、辽宁、河南、湖北已全部启动模拟试运行。 此外，江西、河北南网、宁夏、陕西、重庆启动结算试运行，青海、新疆启动调 电试运行。

5.绿电绿证交易大幅攀升

2023 年，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合印发《关于做好可再生 能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》，明确由国家能 源局负责绿证相关管理工作，绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明， 是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证，实现绿证对可再生能源电力的全 覆盖。同时确定了在电力交易机构参加绿色电力交易的，相应绿证由核发机构批 量推送至电力交易机构，电力交易机构按交易合同或双边协商约定将绿证随绿色 电力一同交易，交易合同中应分别明确绿证和物理电量的交易量、交易价格。另 根据《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于进一步加快电力现货市场 建设工作的通知》的要求，绿电交易纳入中长期交易范畴，交易合同电量部分按 照市场规则，明确合同要素并按现货价格结算偏差电量。据国家能源局公布的统 计数据，预计 2023 年核发绿证 1.76 亿个，绿电交易电量累计达到约 611 亿千瓦 时，分别是 2022 年的 7.8 倍和 10.5 倍。国家能源局首批核发绿证约 1191 万个， 涉及项目 1168 个、发电企业 755 家。国家电网经营区完成绿电结算电量 576 亿 千瓦时、绿证 2364 万张。南方区域绿电绿证交易电量在 2023 年上半年完成 2022 年全年的 1.5 倍，从 2021 年 9 月试点启动开始累计完成超 120 亿千瓦时。

6.辅助服务市场潜力持续挖掘

山东在全国率先发布电力爬坡辅助服务市场运行机制，丰富了我国电力辅助 服务交易品种。云南、贵州等省份陆续发布有关参与电力辅助服务市场的交易规 则。 国家能源局数据显示，截至 2023 年 6 月底，全国发电装机容量约 27.1 亿千 瓦，其中参与电力辅助服务的装机约 20 亿千瓦。市场化补偿费用占比 73.4%， 固定补偿费用占比 26.6%。从类型上看，调峰补偿 167 亿元，占比 60.0%；调频 补偿 54 亿元，占比 19.4%；备用补偿 45 亿元，占比 16.2%。从主体来看，火电 企业获得补偿 254 亿元，占比 91.4%。2023 年上半年，全国电力辅助服务费用共 278 亿元，占上网电费 1.9%。通过辅助服务市场化机制，2023 年全国挖掘系统调节能力超 1.17 亿千瓦， 增加清洁能源消纳 1200 亿千瓦时。华中省间电力调峰及备用辅助服务市场交易 量合计达 21.08 亿千瓦时，同比增长 93%，交易规模连续三年翻番。

7.增量配电业务改革试点项目持续推进

国家发展改革委、国家能源局印发的《售电公司管理办法》替代已经执行了 五年的《售电公司准入与退出管理办法》。新版《管理办法》明确了售电公司注 册条件、注册程序及相关权利与义务等内容，共计 9 章 46 条。其有三个亮点， 一是注册条件和注册程序更有针对性，二是更加注重售电公司动态管理和风险管 理，三是启动保底售电服务，衔接电网企业代理购电机制。 增量配电业务改革方面，《2023 年度增量配电发展研究白皮书》显示，全国 459 个增量配电业务改革试点中，329 个试点完成规划编制，占比超过试点总量 的七成。其中，第一批 86 个，第二批 72 个，第三批 79 个，第四批 53 个，第五 批 39 个，2023 年新增 1 个。已发布招标公告的共计 246 个，占比超过试点数量 的五成，2023 年新增 1 个。359 个试点完成业主优选，约占试点总量的八成。256 个试点确定供电范围，227 个试点取得电力业务许可证（供电类）。

8.全国碳市场交易规模逐渐扩大

全国碳市场上线运行以来，市场运行健康有序，交易规模逐渐扩大，交易价 格稳中有升，企业交易更加积极，市场活力逐步提高。2023 年全国碳市场碳排放 配额年度成交量为 2.12 亿吨。其中，挂牌协议交易成交量 3499.66 万吨，大宗协 议交易成交量 1.77 亿吨。2023 年是 2021、2022 年度碳排放的清缴年，随着分 配、核查、履约等政策文件的出台，市场交易意愿逐步增强，8—12 月市场成交 量大幅攀升。一至四季度成交量分别占全年总成交量的 2%、2%、25%、71%， 10 月成交量 9305.13 万吨为全年度峰值。 2023 年全国碳市场碳排放配额年度成交额为 144.44 亿元。其中，挂牌协议 交易成交额 25.69 亿元，大宗协议交易成交额 118.75 亿元。2023 年市场成交均 价 68.15 元/吨，较 2022 年市场成交均价上涨 23.24%。