表10 2011～2020年单位火电发电量的排放量(单位：克/千瓦时)

　　注：数据来源于中电联历年《中国电力行业年度发展报告》。

　　(四)电力行业碳排放量增长有效减少

　　电力行业碳排放量增长有效减少。据中电联数据，2020年全国单位火电发电量二氧化碳排放量约为832克/千瓦时，比2005年降低20.6%;单位火电发电量一氧化碳排放量约为565克/千瓦时，比2005年降低34.1%。2006~2020年，通过发展非化石能源、降低供电煤耗和线损率等措施，电力行业累计减少二氧化碳排放约185.3亿吨，有效减缓了电力二氧化碳排放总量的增长。

　　全国碳市场建设稳步推进。2021年，《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》《2030年前碳达峰行动方案》相继发布。7月16日，全国碳市场正式启动，第一个履约周期为2021年全年，纳入发电行业重点排放单位2162家，覆盖约45亿吨二氧化碳排放量，是全球规模最大的碳市场。至12月31日，全国碳市场累计运行114个交易日，碳排放配额累计成交量1.79亿吨，累计成交额76.61亿元。

七、电力体制改革深入推进

　　(一)电力市场体系结构逐步完善，市场化交易不断增长

　　我国已初步形成在空间范围上覆盖省间、省内，在时间周期上覆盖多年、年度、月度、月内的中长期交易及日前、日内现货交易，在交易标的上覆盖电能量、辅助服务、合同、可再生能源消纳权重等交易品种的全市场体系结构。目前省间、省内中长期市场已较为完善并常态化运行。

　　据中电联数据显示，2021年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量37787.4亿千瓦时，同比增长19.3%，占全社会用电量比重为45.5%，同比提高3.3个百分点。省内交易电量(仅中长期)合计为30760.3亿千瓦时，省间交易电量(中长期和现货)合计为7027.1亿千瓦时。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29171.5亿千瓦时，占该区域全社会用电量的比重为44.5%;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6702.8亿千瓦时，占该区域全社会用电量的比重为46.6%。

　　市场主体方面，国家电网公司经营区域电力交易平台已累计注册各类市场主体36.6万家，同比增长85%。南方电网区域电力市场注册的主体共8.98万家，同比增长39.9%。

　　(二)我国省间电力交易体系已基本建成

　　《北京电力交易中心跨区跨省电力中长期交易实施细则》经多轮修订后于2021年9月正式印发，成为落实《电力中长期交易基本规则》的操作细则，为市场主体参与跨区跨省电力中长期交易提供依据。细则在年度、月度交易的基础上，增设月内(周、多日)交易。

　　在2017年7月出台的《跨区域省间富余可再生能源电力现货交易试点规则(试行)》下，省间现货方面，2020年，国家电网公司实现了跨区域省间富余可再生能源电力现货交易全覆盖。在此基础上，2021年11月，国家电网印发了《省间电力现货交易规则(试行)》，计划在国家电网公司和内蒙古电力公司范围内启动试点交易。此次规则不仅放开售电公司、电网代购、电力用户参与省间电力现货交易，市场范围由跨区域省间扩大到所有省间，还将市场定位在落实省间中长期交易基础上，利用省间通道剩余输电能力，开展省间日前、日内电能量交易的省间电力现货交易。实现覆盖全国大部分省份的空间维度，覆盖多种能源的电量交易，对建立完整的电力市场体系起到了重要的衔接和支撑作用。其运行标志着我国完整、统一的省间电力交易体系已经基本建成。

　　(三)电力价格市场化改革走向纵深

　　有序放开全部燃煤发电电量上网电价与工商业用户用电价格。2021年10月，国家发展改革委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，明确有序放开全部燃煤发电电量上网电价，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价，上下浮动原则上均不超过20%，电力现货价格不受上述幅度限制。有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。居民、农业用电执行现行目录销售电价政策。目前尚未进入市场的用户，10千伏及以上的用户要全部进入，对暂未直接从电力市场购电的用户由电网企业代理购电(《国家发展改革委关于企业代理购电工作有关事项的通知》对电网企业代理购电方式流程进行了规范)。此外，为保障燃煤发电上网电价市场化改革，进一步放开各类电源发电计划，加强与分时电价政策衔接。

　　完善目录分时电价机制。《关于进一步完善分时电价机制的通知》称，在保持销售电价总水平基本稳定的基础上，进一步完善目录分时电价机制，建立尖峰电价机制，健全季节性电价机制。据不完全统计，已有24省市出台完善分时电价机制相关政策25条。

　　输配电价进入第二监管周期。国家发展改革委2021年4月印发的《关于做好2021年降成本重点工作的通知》称，平稳执行新核定的2021年输配电价和销售电价，进一步清理用电不合理加价，继续推动降低一般工商业电价。持续推进电力市场化改革，允许所有制造业企业参与电力市场化交易。2021年10月14日，国家发展改革委印发《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》，对2017年出台的《跨省跨区专项工程输电价格定价办法(试行)》作了修订。在第一监管周期(2017～2019)的基础上，考虑到2020年应对疫情降电价(电费)的影响，核定后的各省级电网第二监管周期输配电价自2021年1月1日起执行。与第一监管周期相比，第二监管周期输配电价整体下降，其中，五大区域电网两部制输电价格中的电量电价，从第一周期的2个电量电价变化为第二周期的5个电价，各区域电网都有所属的电量电价。此外，自2021年12月2日起，对陕北-湖北、雅中-江西特高压直流工程执行临时输电价格。

　　完善抽水蓄能价格形成机制。国家发展改革委2021年5月发布《进一步完善抽水蓄能价格形成机制》，明确要坚持以两部制电价政策为主体，进一步完善抽水蓄能价格形成机制，明确以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收，同时强化与电力市场建设发展的衔接，逐步推动抽水蓄能电站进入市场。中电联数据显示，2021年省内抽水蓄能交易117.6亿千瓦时。

　　(四)中长期交易落实“六签”，绿色电力交易方案出台

　　“六签”工作要求包括“全签”“长签”“分时段签”“见签”“规范签”“电子签”六方面内容，旨在全面深化电力市场化改革，构建更加完善有序的市场体系和市场结构。中电联数据显示，2021年，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为30404.6亿千瓦时，同比增长22.8%。其中，省内电力直接交易电量合计为28514.5亿千瓦时，省间电力直接交易(外受)电量合计为1890亿千瓦时，分别占全国电力市场中长期电力直接交易电量的93.8%和6.2%。此外，广州电力交易中心已于12月在全国范围内率先完成2022年电力中长期合同签订工作，交易成交规模达2423亿千瓦时(落地端)，创历史新高，超过近三年平均送电规模，市场主体参与率达100%，并首次实现所有“网对网”“点对网”交易全量签约，还提前锁定了2022年南方区域跨省区送电安排，其中西电东送电量达2308亿千瓦时。