1.国务院：支持要素市场化配置综合改革试点完善电力市场化交易机制加快电力交易机构股份制改造

近日，国务院办公厅印发《要素市场化配置综合改革试点总体方案》（以下简称《方案》），推动要素市场化配置改革向纵深发展。《方案》指出，加强资源环境市场制度建设。

支持完善资源市场化交易机制。支持试点地区完善电力市场化交易机制，提高电力中长期交易签约履约质量，开展电力现货交易试点，完善电力辅助服务市场。按照股权多元化原则，加快电力交易机构股份制改造，推动电力交易机构独立规范运行，实现电力交易组织与调度规范化。深化天然气市场化改革，逐步构建储气辅助服务市场机制。完善矿业权竞争出让制度，建立健全严格的勘查区块退出机制，探索储量交易。

支持构建绿色要素交易机制。在明确生态保护红线、环境质量底线、资源利用上线等基础上，支持试点地区进一步健全碳排放权、排污权、用能权、用水权等交易机制，探索促进绿色要素交易与能源环境目标指标更好衔接。探索建立碳排放配额、用能权指标有偿取得机制，丰富交易品种和交易方式。探索开展资源环境权益融资。探索建立绿色核算体系、生态产品价值实现机制以及政府、企业和个人绿色责任账户。

2.去年疆电外送电量1220亿千瓦时同比增长超16%

从国网新疆电力有限公司获悉：2021年，新疆全年疆电外送电量1220亿千瓦时，同比增长超16%，年度外送规模再创新高。

2021年，国网新疆电力有限公司在保障新疆冬季电力供应的同时，推动建立年月交易互补、区域调峰互济联动机制，连续5个月实现月度送电破百亿千瓦时、月均外送超百亿千瓦时。

1220亿千瓦时的新疆电能通过输电线路送往北京、河南、安徽等全国20个省区市，可以满足5000万户家庭1.5亿人口一年的生活用电需求，有力地支援了河南电网和陕西电网供电，助力抗击特大洪水和新冠肺炎疫情。

自2010年启动疆电外送工作以来，疆电外送电量由2010年的30亿千瓦时迅速扩大至2021年的1220亿千瓦时，送电规模提升40倍。疆电外送规模逐年扩大见证了新疆电力工业的迅猛发展，也是国网新疆电力有限公司促进自治区资源优势向经济优势转化的实证。

新疆采取“年度+月度+月内+短期交易”等多维交易周期全覆盖措施，缩短了交易组织周期、加密交易组织批次，加强政府间协议落实和增补市场化外送计划的衔接，充分释放了疆电外送通道送电能力，促进疆电外送规模扩大。

新疆积极与西北各省区建立调峰互济市场化机制，依托西北电网电源统一调度和新能源统一消纳等措施，充分发挥西北大电网调峰能力，增强新疆电网外送能力、新能源消纳能力和电网安全水平。特别是2021年第四季度，新疆克服自身面临冬季枯水期水力发电能力下降等困难，积极与西北电源、直流配套电源开展互保互济市场化交易，优化调整新疆电网能力不足时段的外送计划和曲线，既圆满完成了新疆保供电任务，又保障了疆电外送目标不降低。

下一步，国网新疆电力有限公司将在有效保障疆内电力市场平稳运行的基础上，积极拓展疆电外送市场，发挥全国统一电力市场的资源配置优势，为实现碳达峰、碳中和目标以及全国电力可靠供应提供坚强支撑。

3.国家能源局：推动增量配电企业发展综合能源服务 创新发展新能源直供电、隔墙售电等模式

日前，国家能源局、农业农村部、国家乡村振兴局印发《加快农村能源转型发展助力乡村振兴的实施意见》。意见指出，支持具备资源条件的地区，特别是乡村振兴重点帮扶县，以县域为单元，采取“公司+村镇+农户”等模式，利用农户闲置土地和农房屋顶，建设分布式风电和光伏发电，配置一定比例储能，自发自用，就地消纳，余电上网，农户获取稳定的租金或电费收益。

在县域工业园区、农业产业园区、大型公共建筑等探索建设多能互补、源荷互动的综合能源系统，提高园区能源综合利用率。采用合同能源管理运营模式，引导企业、社会资本、村集体等多方参与，建设新能源高效利用的微能网，为用户提供电热冷气等综合能源服务。完善配套政策机制，推动增量配电企业发展综合能源服务，创新发展新能源直供电、隔墙售电等模式。

支持各类市场主体依法平等进入农村能源建设领域。有序向社会资本开放配售电业务，积极培育配售电、储能、综合能源服务等新兴市场主体。鼓励政府和社会资本合作PPP等融资经营模式，引导社会力量进入农村能源站、综合能源服务等可商业化运营的领域，形成资金合力。

4.国网新疆电力年度售电量首次突破1500亿千瓦时

截至2021年12月31日，2021年国网新疆电力年度售电量首次突破1500亿千瓦时，达1506.91亿千瓦时，同比增长18.19%。

2021年，国网新疆电力多措并举优化服务，主动服务新疆维吾尔自治区“十大产业”，挂牌督办110千伏及以上重点业扩报装项目，新增报装容量268万千伏安，满足新增用电需求；服务重大项目建设，完成28.7万户“煤改电”配套电网建设和表计安装，截至2021年11月底累计完成替代电量33.77亿千瓦时；助力乡村振兴，投资10亿元改造升级农村电网，将农网供电可靠率提升至99.8%；全面提升“获得电力”服务水平，打造“阳光业扩”服务品牌，深化“三省”“三零”服务，全年为客户节约办电成本17.5亿元，将高、低压客户业扩报装时长分别压减至32.48天、1.59天，完成114个大项目送电，持续优化电力营商环境。

据统计，2021年，新疆第一、第二、第三产业合计用电量1362.47亿千瓦时，同比增长17.9%；城乡居民生活用电量144.44亿千瓦时，同比增长18.9%。从各产业用电数据来看，第一产业用电量20.33亿千瓦时，第二产业用电量897.64亿千瓦时，第三产业用电量444.50亿千瓦时。

5.四川售电市场｜指标和政策规则的变化对2022年度交易影响几何？

四川电力市场化改革以来，优先计划指标和常规直购指标是影响发电企业经营指标重要的因素，在历年的年度交易中对交易价格产生重要的影响。就在《2022年四川电力市场交易总体方案》发布不久，相关主管部门下达了《2022年全省电力电量平衡方案节能调度优先电量计划》。

从整体2022年的优先计划指标量来看，有如下特点：

水电企业的优先总量成增长态势

2022水电企业优先电量总量为605亿千瓦时，相比2021年534亿千瓦时同比增长13.3%；值得注意的是，具有常规直购指标的水电企业（即可参与年度交易的水电企业）的优先指标却是呈下降趋势，如下表：

   数据表明，可参与年度交易的水电企业的优先计划指标下降37.8亿千瓦时，若再排除2021年新入市的新投电站的优先电量，原有水电站优先计划指标下降达42.6亿千瓦时。虽然可参与年度交易的存量水电企业今年优先指标下调导致原有发电企业收入受损，但小硕发现，由于优先指标减少的量主要集中在枯水期，而这部分电量在参与市场后，至少能给存量水电企业增收1.2亿元以上。

市场计划分水期下达，指标额度同比大幅增加

再来看看市场指标，今年平衡计划中的常规直购指标，与去年最大的不同就是分为丰、枯水期下达，总体方案中没有提到的留存电量指标，在后续下达的平衡计划中终得以明确。电厂可销售市场指标与去年逻辑相同，还是常规直购指标的1.1倍扣除留存电量部分。今年常规直购指标758亿千瓦时，相比2021年463亿千瓦时同比大幅增长63.7%，常规指标的增加在一定程度上表明了市场规模扩容的预期，同时也是对新一年度市场化电量需求增长后针对供需比的再平衡。平衡计划中对2022年直接交易水电量预估为924亿千瓦时。结合电能替代和战略长协用户的特点及用电预测，小硕团队对2022年全年常规水电需求预测值为754亿千瓦时。加之进入月度交易后，常规直购和战略长协等（原计划外）品种合并考核和年度交易策略因素影响，综合来看年度交易期间市场指标总量相对充裕，应该不会出现去年年度交易因市场指标缺乏而导致的供给紧张局面。

交易规则的变化带来的影响

通过研读《总体方案》发现，各交易品种限价以及交易方式在2022年基本趋同一致。与以往不同，新的《总体方案》（第23页第4行）在年度交易中还放开了计划内、外品种相互转让的限制（同侧转让可以各品种相互承接），如果这样的理解正确，此举会导致市场指标的作用大大降低。不过，这将有效化解平衡计划中常规指标丰枯比略小与新政下用电侧丰枯比加大的矛盾，还会起到市场指标品种与非指标品种的属性趋同的效果。事实上，伴随2022年交易规则的升级和变化，在开启一周的2022年度交易过程中，已经给发电侧（卖方）带来了与往年相比计划外丰水期价格预期的大幅增加，可见交易政策细微的变化都能对市场化交易产生重大的影响。不过，从年度交易合规性校核的原则来看，对于用电侧主体而言，计划内、外品种的相互转让却不能“肆无忌惮”。因此，在拍卖校核规则约束的加持下，对于用电侧主体而言，常规直购和计划外品种在年度交易过程中的确存在些许的差异，也许这样的差异存在是买方各品种价格预期不同的根本原因，也是年度交易第1周市场略显胶着的众多原因之一。很明显，这样的胶着状态如果持续，对买卖双方来讲都利损。而交易一旦进入月度，又将出现与年度交易截然不同的交易场景！