2021年，对于我国电力市场建设来说，是出现突破与转机的一年，是在电改推动者不懈坚持下顽强前进的一年，是各方电力市场主体行而不辍、履践致远的一年。

市场交易电量37787.4亿千瓦时，同比增长19.3%；进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革，建立“能跌能涨”的市场化电价机制；新版“两个细则”发布，辅助服务进入“2.0时代”；首次绿色电力交易启动，以市场机制创新落实“双碳”要求……

（来源：微信公众号“中国电力报”）

2021年，我们了解，面对绕不开躲不过的难题，迎难而上是改革路上唯一的选择；我们证明，正视问题、形成共识，能够催生出变革的强大动力；我们确信，电力市场建设向前的每一步都将成为历史中的闪光细节。

建立“能跌能涨”的市场化电价机制

2021年10月12日，国家发展改革委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（以下简称《通知》）。

这一重磅文件引起行业内外高度关注，其原因不外乎两点：一是《通知》下发前一个月，一场从华东、华南蔓延至华北、东北近年来最为严峻的“电力供需紧张潮”的爆发；二是作为电力市场化改革的关键环节——价格政策的重大变化。

《通知》明确，在发电侧有序放开全部燃煤发电上网电价，在用电侧有序放开工商业用户用电价格，建立起“能跌能涨”的市场化电价机制。在此之前，我国已有70％的燃煤发电电量参与电力市场。《通知》发布后，剩余30％的燃煤发电电量也将全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。

“从当前看，改革有利于进一步理顺‘煤电’关系，保障电力安全稳定供应；从长远看，将加快推动电力中长期交易、现货市场和辅助服务市场建设发展，促进电力行业高质量发展，支撑新型电力系统建设，服务能源绿色低碳转型，并将对加快推动发用电计划改革、售电侧体制改革等电力体制其他改革发挥重要作用。”国家发展改革委价格司司长万劲松曾表示。

重点领域和关键环节能不能突破，既考验勇气，也考验智慧。与加快电价改革同样，2021年11月24日，《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》审议通过，让人们真切感受到，加快建设全国统一电力市场体系势在必行。

“要健全多层次统一电力市场体系，加快建设国家电力市场”“有序推动新能源参与市场交易”“科学指导电力规划和有效投资”“发挥电力市场对能源清洁低碳转型的支撑作用”……可以预见，“加快建设全国统一电力市场体系”将成为2022年以及未来多年我国电力市场建设的关键指引。

辅助服务市场迎来政策落实年

作为电力系统的“调节器”，辅助服务市场在提升电力系统综合调节能力、增加可再生能源消纳水平等方面发挥着重要作用。来自国家能源局的数据显示，2021年，全国范围内增加系统调峰能力超9000万千瓦，相当于90座百万千瓦级抽水蓄能电站，为清洁能源增加发电空间近800亿千瓦时，减少近1亿吨二氧化碳排放。

随着2021年12月21日《电力辅助服务管理办法》《电力并网运行管理规定》（以下简称“新版‘两个细则’”）的发布，深化辅助市场建设再进一程。

新版“两个细则”将提供辅助服务主体范围由发电厂扩大到包括新型储能、自备电厂、传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络、聚合商、虚拟电厂等主体，鼓励各类灵活性资源、市场化用户的参与。

业内普遍认为，新版“两个细则”生效后，电力辅助服务领域的顶层规则将迎来重大变化。各类灵活性资源、市场化用户的参与，或将激活“一池春水”，为辅助服务市场带来更多商机。

“新版‘两个细则’继承了中发[2015]9号文以来的电力体制改革成果，融入了构建新型电力系统的最新实践，是对电力系统运行管理机制和电力辅助服务市场机制的全方位创新。”国家电网电力调度控制中心副主任孙大雁表示。

在新版“两个细则”发布的同一天，《南方区域电力辅助服务（备用）市场建设方案》同时印发。方案明确，将采用“日前出清+日内调整”的模式组织跨省备用市场交易，是南方区域探索统一调频辅助服务市场建设，扩大市场覆盖范围的重要实践。

值得注意的是，2022年1月12日，国家能源局发布《2022年能源监管工作要点》中明确，建立用户参与的辅助服务分担共享机制，全面推动高载能工业负荷、工商业可调节负荷、新型储能、电动汽车充电网络、虚拟电厂等参与提供辅助服务。推进区域辅助服务市场建设，启动南方区域备用市场、川渝一体化调峰市场试运行。

可以预见，随着新版“两个细则”的发布，与地方政府的推进，2022年将是新版“两个细则”的政策落实年。

绿电交易满足绿色转型“刚需”

2021年6月11日，国家发改委发布《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》（以下简称“《通知》”），这是风电、光伏发电正式步入无补贴时代后最具标志性意义的一项政策，其发布释放出了清晰的价格信号。

《通知》称，2021年新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行；新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好体现光伏发电、风电的绿色电力价值。

《通知》发布后三个月，我国首次绿色电力交易启动，共有17个省份259家市场主体参与，达成交易电量79.35亿千瓦时。

以风电、光伏等绿色电力产品为标的物，反映绿色电力的电能价值和环境价值。这是继国家发展改革委、国家能源局批复《绿色电力交易试点工作方案》后开启的绿电消费新模式，是以市场机制创新落实“碳达峰、碳中和”的重要举措。

在“双碳”背景下，构建新型电力系统意味着可再生能源发展面临新形势、新任务，可再生能源发展的边界条件、发展逻辑以及发展机制都将发生一系列重大变化。这其中，可再生能源发展将进入市场化发展阶段是大势所趋。

同样被行业关注的还有2021年正式上线的全国碳排放权交易市场（简称“全国碳市场”）。全国碳市场以发电行业为突破口，第一个履约周期纳入重点排放单位2000余家，年覆盖约45亿吨二氧化碳排放量。

业内专家认为，后续，绿电交易将与碳市场等有序衔接，电-碳市场的顶层设计将逐步完善。未来，相关数据将争取实现贯通，绿电交易实现的减排效果可以核算到相应用户的最终碳排放结果中，更多主体将以此为激励参与到绿电交易中。