本报讯 记者卢奇秀报道  1月28日，中国电力企业联合会发布2022年1—12月全国电力市场交易简况。数据显示，去年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，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。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为41407.5亿千瓦时，同比增长36.2%。 

　　2022年12月，全国各电力交易中心组织完成市场交易电量4817.7亿千瓦时，同比增长17.9%。省内交易电量合计为3793.5亿千瓦时，其中电力直接交易3628.6亿千瓦时（含绿电交易28.4亿千瓦时、电网代理购电872.9亿千瓦时）、发电权交易150.9亿千瓦时、抽水电量交易4亿千瓦时、其他交易9.9亿千瓦时。省间交易电量合计为1024.2亿千瓦时，其中省间电力直接交易102.7亿千瓦时、省间外送交易911.5亿千瓦时、发电权交易10亿千瓦时。

　　2022年1—12月，省内交易电量合计为42181.3亿千瓦时，其中电力直接交易40141亿千瓦时（含绿电交易227.8亿千瓦时、电网代理购电8086.2亿千瓦时）、发电权交易1908.4亿千瓦时、抽水电量交易9.6亿千瓦时、其他交易122.4亿千瓦时。省间交易电量合计为10362.1亿千瓦时，其中省间电力直接交易1266.7亿千瓦时、省间外送交易8999.8亿千瓦时、发电权交易95.7亿千瓦时。

　　2022年1—12月，国家电网区域各电力交易中心累计组织完成市场交易电量41618.2亿千瓦时，同比增长42.7%，占该区域全社会用电量的比重为60.8%，其中北京电力交易中心组织完成省间交易电量合计为9609亿千瓦时，同比增长50.6%；南方电网区域各电力交易中心累计组织完成市场交易电量8536.3亿千瓦时，同比增长27.4%，占该区域全社会用电量的比重为58.3%，其中广州电力交易中心组织完成省间交易电量合计为753.1亿千瓦时，同比增长27.6%；内蒙古电力交易中心累计组织完成市场交易电量2388.9亿千瓦时，同比增长24.9%，占该区域全社会用电量的比重为71.9%。

　　电力中长期交易是电力安全稳定运行的重要保障。具体来看，2022年12月，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为3731.4亿千瓦时，同比增长17.5%。其中，省内电力直接交易（含绿电、电网代购）电量合计为3628.6亿千瓦时，省间电力直接交易（外受）电量合计为102.7亿千瓦时。2022年1—12月，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为41407.5亿千瓦时，省内电力直接交易（含绿电、电网代购）电量合计为40141亿千瓦时，省间电力直接交易（外受）电量合计为1266.5亿千瓦时。

　　2022年1—12月，国家电网区域中长期电力直接交易电量合计为31995.3亿千瓦时，同比增长38.5%；南方电网区域中长期电力直接交易电量合计为7367.5亿千瓦时，同比增长28.3%；蒙西电网区域中长期电力直接交易电量合计为2044.7亿千瓦时，同比增长31%。

　　电力市场是新型电力系统建设的重要支撑。自2015年新一轮电力体制改革以来，我国电力市场建设稳步有序推进，取得显著成效。为确保能源电力安全保供，结合电力供需形势和行业发展趋势，中国电力企业联合会建议，进一步完善电力交易机制和市场价格形成机制。加快推进适应能源结构转型的电力市场建设，建立适应新能源特性的市场交易机制和合约调整机制。持续完善绿色电力交易机制，常态化开展绿电、绿证交易，充分发挥电力市场对新型能源体系建设的支撑作用。分阶段推动跨省跨区输电价格由单一制电量电价逐步向容量电价和电量电价的两部制电价过渡，降低跨省跨区交易的价格壁垒。完善峰谷分时电价政策，适度拉大峰谷价差，通过价格信号引导储能、虚拟电厂等新兴主体发挥调节性作用。