A摘要

SUMMARY OF AN ARTICLE

1.市場交易電量呈明顯增長趨勢，其歷年的復合增長率均處于較高水平；

2.2023年，新能源參與電力現貨交易蓄勢待發；

3.12個省已發布2023年光伏發電市場化交易政策；

4.江蘇、廣東兩省2023年度綠電交易價比基準價分別高7.7分/度和9.8分/度。

光伏發電企業在新的歷史階段面臨新的機遇與挑戰，應及時做好工作準備！

B正文

TEXT OF A BOOK

2023年1月28日，中國電力企業聯合會發布2022年1-12月份全國電力市場交易簡況。2022年期間，全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量52543.4億千瓦時電力市場，同比增長39%，占全社會用電量比重為60.8%，同比提高15.4個百分點。

值得我們關注的是，市場交易電量在全社會用電量的占比超過60%。跟隨此思路，通威新能源戰略組對2014年—2022年市場交易電量等相關數據及其復合增長率進行梳理對比，以加深讀者對我國電力市場交易數據及趨勢的理解。

一、我國電力市場交易情況

以下是2014—2022年市場交易電量及社會用電市場化率匯總：

表 1 2014—2022年市場交易電量及社會用電市場化率匯總

市場交易電量、全社會用電量及社會用電市場化率均呈持續增長趨勢。市場交易電量由2014年的3,000億千瓦時增長到2022年的52,543億千瓦時，復合增長率為43.03%；全社會用電量由2014年的55,233億千瓦時增長到2022年的86,372億千瓦時，復合增長率為5.7%。市場交易電量的增長速度遠超全社會用電量的增長速度。社會用電市場化率由2014年的5.4%快速提升到2022年的60.8%（見圖1）。

圖 1 2014—2022年市場交易電量及社會用電市場化率

二、新能源參與電力市場交易政策

我國新能源產業發展迅猛，如今我國已是全球風電和光伏發電規模最大、發展最快的國家。而且隨著我國電力體制改革不斷深化，市場交易電量規模不斷擴大，新能源發電企業參與電力市場早有預期，新能源參與電力市場交易政策呼之欲出。

1.國家發改委、能源局：新能源全面參與市場交易

2022年1月28日，國家發改委、能源局發布《加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》，意見指出:“到2030年，全國統一電力市場體系基本建成，適應新型電力系統要求，國家市場與省（區、市）/區域市場聯合運行，新能源全面參與市場交易，市場主體平等競爭、自主選擇，電力資源在全國范圍內得到進一步優化配置。”

（掃碼見原文）

2.國家能源局：穩妥有序推動新能源參與電力市場

2022年11月22日，國家能源局綜合司公開征求 《電力現貨市場基本規則》意見，提出“穩妥有序推動新能源參與電力市場”為主要任務之一。

（掃碼見原文）

3.廣東電力交易中心：試點開展新能源發電主體參與現貨市場交易

2022年12月1日，廣東電力交易中心印發《廣東新能源試點參與電力現貨市場交易方案》,方案提出：“試點開展新能源發電主體參與現貨市場交易”。

（掃碼見原文）

三、2023年光伏發電市場化交易政策

自2022年底，各省（市）陸續發布2023年光伏發電市場化交易政策，截至目前，據公開信息不完全統計，12個省（市）發布了2023年光伏發電市場化交易政策，已在政策中明確提出光伏市場化交易要求的共計6個省（市）。其中，值得注意的是，青海省全部上網電量須參與市場化交易，云南省枯平期（1—5 月、11—12月）全部上網電量參與市場化交易，山東省參與中長期交易的集中式新能源場站（不含扶貧光伏)全電量或50%電量參與市場。

以下是2023年各省（市）光伏發電市場化交易政策匯總：

表 22023年各省光伏發電市場化交易政策

四、電價的不確定性

中國光伏發展多年，固定上網電價是此前支撐光伏行業快速發展的先決條件之一，但進入“十四五”中后期，一些決定電價的邊際條件發生變化。從2022現貨交易試點省份的執行情況來看，光伏電站上網電價將會隨參與市場交易帶來巨大波動，電價的不確定性將在2023年凸顯。

在江蘇、廣東等省份，綠電需求量巨大，本省新能源電站甚至無法滿足需求。2022年12月22日，江蘇省、廣東省電力交易中心公示了2023年電力市場年度交易結果。其中：

1.江蘇省

《2023年江蘇電力市場年度交易結果公示》顯示：“ 年度交易總成交電量3389.89億千瓦時，加權均價466.64元/兆瓦時。年度綠電成交17.74億千瓦時，加權均價468.58元/兆瓦時。”

評述：江蘇2023年電力市場年度交易加權均價0.4666元/度，與燃煤基準價0.391元/度相比，上浮19.35%。其中年度綠電交易加權均價0.4686元/度，比燃煤基準價高0.077元/度，溢價幅度為19.8%。

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2.廣東省：

《關于廣東電力市場2023年度交易及可再生能源年度交易結果的通報》顯示：年度雙邊協商交易電量2426.5億千瓦時，均價553.88厘/千瓦時；年度掛牌成交32.97億千瓦時，均價552.28厘/千瓦時；年度集中競爭交易成交13.3億千瓦時，均價553.96厘/千瓦時；可再生能源年度交易成交15.63億千瓦時，電能量均價529.94厘/千瓦時，環境溢價均價21.21厘/千瓦時。評述：廣東2023年電力市場年度交易雙邊協商交易均價0.5539元/度，與燃煤基準價0.453元/度相比，上浮22.27%；其中綠電年度交易均價0.5512/度，比燃煤基準價高0.0982元/度，溢價幅度為21.68%。

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?新能源參與電力市場交易，將從根本上改變原來光伏電站上網電價20、25年固定不變的商業模式，為光伏電站的投資與運營提出新的挑戰，光伏電站投資企業應及時關注并做好相應準備。附：各省光伏發電市場化交易政策簡要內容（含原文鏈接）

1.青海

2022年11月30日，青海電力市場管理委員會發布《青海省2023年電力市場交易方案》。方案提出：“集中并網新能源企業（扶貧、特許經營權、存量光熱發電項目，光伏應用領跑者基地保障利用小時以內發電量除外）全部參與市場交易。”

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2.云南

2022年12月23日，云南省能源局發布《關于做好2023年云南電力中長期合同簽訂履約工作的通知》。

通知提出：“（一）發電企業準入范圍。… 3. 集中式風電場、光伏電廠。存量新能源項目，枯平期（1—5 月、11—12月）全部上網電量參與市場化交易，價格按照市場機制形成電力市場，汛期（6—10月）全部上網電量執行云南省城鄉居民生活用能電能替代政策，按當月月度集中競價交易成交均價結算，在無月度集中競價成交價格的情況下，按當月上調服務基準價執行；新增新能源項目，全部上網電量參與市場化交易，并可參與綠電交易，具體價格按照價格主管部門政策執行；分布式新能源、光伏扶貧項目按照國家和我省有關規定執行。”

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3.山東

2022年10月20日，山東能源局發布《關于征求2023年全省電力市場交易有關工作意見的通知》。

通知提出：“鼓勵新能源場站高比例參與電力市場，推動開展綠色電力交易和綠證交易，充分體現新能源環境屬性價值；按照“誰受益、誰承擔”的原則，有序推動分布式新能源參與市場費用分攤；支持新能源與配建儲能聯合體參與電力市場。…新能源場站市場化交易部分不計入全生命周期保障收購小時數，簽訂市場交易合同的新能源場站在電網調峰困難時段優先消納。參與中長期交易的集中式新能源場站（不含扶貧光伏)全電量或50%電量參與市場；未參與中長期交易的集中式新能源場站（不含扶貧光伏)，10%的預計當期電量參與現貨市場。”

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4.江蘇

2022年12月5日，江蘇省發改委發布《關于開展2023年電力市場交易工作的通知》。通知提到：“二.市場交易電量（一）發電企業…統調光伏、風電：光伏發電年度綠電交易電量不超過900小時、風電年度綠電交易電量不超過1800小時。每月綠電交易電量原則上不得超過該場站去年同期發電量。三．市場交易價格… 2、市場交易價格浮動范圍為燃煤機組發電基準價上下浮動原則上不超過20%（0.3128~0.4692元/千瓦時）。燃氣機組和綠電交易價格不設限制，高耗能企業市場交易電價不受上浮20%限制。燃氣機組參與市場交易的，仍執行氣電聯動政策。”

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5.廣西

2022年12月9日，廣西自治區工信廳等三部門聯合《關于2023年廣西電力市場交易實施方案的通知》。

通知提出：“風電、光伏超過等效上網電量的電量參與市場化交易，風電、光伏發電企業月度 (周) 等效上網電量=min[該風電、光伏發電企業當月 (周) 上網電量，該風電、光伏發電企業當月 (周)上網電量x風電、光伏發電企業等效利用小時數/該風電、光伏發電企業近三年平均利用小時數]，該風電、光伏發電企業當月 (周) 上網電量=Σ該風電、光伏發電企業第 i日上網電量電量，i為標的月（周）天數。風電發電企業等效利用小時數=800小時，光伏發電企業等效利用小時數=500小時。…

(一) 發電企業交易價格1.發電企業采用“基準價+上下浮動”的市場化上網電價機制。2.所有發電企業以廣西內陸燃煤發電企業核定上網電價（422.7元/兆瓦時) 上浮 20%作為交易上限價格（507.24 元/兆瓦時，以下簡稱上限電價) ，交易價格在上限電價基礎上向下浮動，交易下限價格為各發電企業核定的上網電價下浮 20%,具體浮動幅度由市場交易形成。”

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6.遼寧

2023年1月6日，遼寧省工信廳、遼寧省發改委發布《2023年遼寧省電力市場化交易方案》。方案提到：“1.帶新能源補貼的光伏機組優先發電小時數為 1300小時，折合上網小時數 1275小時（按2022年光伏發電平均廠用電率 1.89%測算，下同)，平均分攤到上下半年，作為保障居民、農業上網電量來源。平價無補貼機組光伏機組優先發電小時不高于1300小時，折合上網小時數1275小時，平均分攤到上下半年，作為保障居民、農業上網電量來源。

2.光伏優先發電以外的上網電量，作為保量競價上網電量參與市場化交易。”

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7.甘肅

2022年10月13日，甘肅能監辦、甘肅發改委、甘肅工信廳發布《甘肅省電力中長期交易實施細則（試行）》。細則指出：“第五十六條 綠色電力交易優先組織未納入國家可再生能源電價附加補助政策范圍內的風電和光伏（以下簡稱“無補貼新能源”)企業參與交易，已納入國家可再生能源電價附加補助政策范圍內的風電和光伏（以下簡稱“帶補貼新能源” 作為補充根據國家有關要求可逐步擴大至符合條件的其他類型發電企業。電力用戶主要為具有綠色電力消費及認證需求、愿意承擔綠色電力環境價值的用電企業，主要包括直接參與交易的工商業用戶和電網企業代理購電用戶。”

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8.吉林

2022年12月30日，吉林省能源局吉林省發展和改革委員會發布《關于開展2023年電力市場交易有關工作的通知》。

通知指出：“二.市場主題 (一)發電企業。燃煤發電企業全部進入市場，非燃煤發電企業優先發電以外電量參與市場:自備電廠在公平承擔社會責任、承擔政府性基金及附加、政策性交叉補貼、系統備用費、取得電力業務許可證(發電類 )、達到能效、環保要求后可參與市場。…

三．交易原則（一）按照“基準價+上下浮動”的市場化價格機制要求，設定市場交易價格上下限，高耗能用戶市場交易價格不受上浮20%限制。市場主體在價格上下限范圍內自由開展交易，任何單位和個人不得干預。”

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9.四川

2022年12月27日，四川省經濟和信息化廳等四部門印發了《四川省2023年省內電力市場交易總體方案》。方案提出：“ 2. 有序推動新能源發電企業參與市場交易，發揮電力市場對能源清潔低碳轉型的促進作用，增加市場化發電能力供給。風電、光伏發電企業優先發電量以外的電量，須直接參與市場交易（指發電企業直接向售電公司或電力用戶售電，下同)。3. 2023年年內新投產發電企業，不參與年度市場交易。但自投產之日起，可參與月度（月內)交易。”

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10.陜西

2022年12月1日，陜西省發展和改革委員會印發《陜西省2023年電力中長期市場化交易實施方案》。

方案提出：“鼓勵新能源發電參與市場交易，原則上除優先發電之外的電量全部進入市場，通過市場化方式進行消納，新能源市場化方案另行印發。”

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11.福建

2022年12月15日，福建省發展和改革委員會發布《2023年福建省電力中長期市場交易方案》。

方案指出：“一.市場主題(一)發電企業 5.水電、燃氣發電、生物質發電、光伏發電、華龍一號核電機組上網電量和市場合約外的風電機組上網電量用于保障居民、農業優先購電。…

三.交易電量規模 2023年，全省電力市場直接交易電量計劃約2110億千瓦時（其中居民、農業等從市場采購電量約160億千瓦時），除居民、農業等優先購電電量由電網企業保障供應外，其余電量全部進入市場。”

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12.山西：

2022年12月13日，山西省能源局發布《2023年全省電力市場交易工作方案》。

方案提出：“發電企業：符合準入條件的現役省調燃煤機組、燃氣機組、光伏發電（暫不含分布式光伏和扶貧光伏)、風電機組（暫不含分散式風電)、抽水蓄能電站。鼓勵地方燃煤電廠、生物質發電及小水電等自主申報參與電力市場。待國家和我省綠證交易、綠電交易機制進一步完善后，適時推動平價新能源項目參與電力市場交易。”

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