2022年1-12月，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。

在全部市场交易电量中，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月18日，国家发改委、国家能源局联合发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，《指导意见》从统一电力市场体系的层次特征、基础功能、交易机制、规划监管、系统转型等五个方面提出针对性建设任务，并明确2025和2030年两个关键节点的全国统一市场体系建设目标。总体上，全国统一电力市场将在全国范围内形成市场范围全覆盖、交易时序全兼容、交易品种灵活、市场主体多元、基本规则一致、交易标准统一的完备电力市场体系。 作为“试验田”“示范区”，推进全国统一电力市场体系建设率先在南方区域落地。2022年7月23日，南方区域电力市场启动试运行，开启了更短周期、更高频次跨省跨区电力交易大幕。为全国更大范围的市场联合运行、融合发展提供解决方案，也为全国统一电力市场体系建设积累宝贵经验。

2022年，电力现货市场的建设步伐明显加快。首批八个电力现货市场试点目前均已完成长周期结算试运行，多个试点进入以年为周期的结算试运行。第二批试点也均在2022年启动试运行，快马加鞭推进电力现货市场落地。此外，非试点省份，如宁夏、陕西、河北南网、重庆、江西、黑龙江等地也出台现货方案，推动现货市场建设。目前，国家电网公司经营区已有20个省级电网开展现货市场试运行。

自《关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号）印发以来，全国各地结合实际，优化分时电价政策。当前，随着电力市场化改革逐渐深化，我国新能源装机规模不断扩大，电力消费结构加快变化，用电负荷呈现冬夏“双高峰”特性，电力生产侧与消费侧双向大幅波动。进一步完善分时电价机制，能够更好地刺激和鼓励用户移峰填谷、优化用电方式，确保电力供应平稳，同时还能推动储能市场的发展壮大，对助力实现碳达峰、碳中和目标具有积极意义。

2022年年初，国家发改委等七部门联合发布《促进绿色消费实施方案》，重点指出鼓励行业龙头企业、大型国有企业、跨国公司等消费绿色电力，推动外向型企业较多、经济承受能力较强的地区逐步提升绿色电力消费比例。《方案》的发布促使我国绿电交易市场逐渐繁荣，数据显示，截至2022年底我国绿电交易成交电量已超227.8亿千瓦时。2022年中国绿电交易市场中，企业购电量不断上升，且有更多元的行业购买绿电，其中钢企成为领先的绿电买家。

同时，绿证市场也在下半年迎来变革。国家发改委出台多份绿证相关文件，进一步健全完善可再生能源绿色电力交易证书制度，明确绿证定义，规范绿证核发，健全绿证交易，强化绿证应用，推动国际互认，树立绿证权威。不久的将来国内绿证将会受到更多企业的欢迎。

2022年3月开始，绿电成交量上涨，10月达到最大。虽然我国绿电市场刚刚起步，但发展态势强劲。

近年来我国持续大力推进电力市场化改革，推动电力用户进入电力市场化交易，但迄今仍有大量的经营性（工商业）电力用户未参与市场，在计划形成的目录销售电价和市场形成的市场化交易电价间游离。电网代购电政策发布之后，各地电网企业陆续发文，全面落实电价改革，积极开展代理购电。各地结合当地电力市场发展情况，不断缩小代理购电范围。

2021年12月-2022年12月，全国33地（除西藏）电网企业代理平均购电价格为418.22元/兆瓦时，各地电价在219-549元/兆瓦时之间波动。其中云南省的平均代理购电价格全国最低，仅为219.06元/兆瓦时，上海市549.16元/兆瓦时为全国最高，其他地区在400元/兆瓦时左右波动。

挑战一：单纯的价差模式难以维系。挑战二：售电市场竞争逐渐白热化。挑战三：售电公司严管时代来临。

面对不断加快的新型电力系统建设，以及该过程中售电公司遇到的问题，售电公司需要适应新趋势，迎接新机遇。

2022年，国家能源局派出机构共向24个增量配电项目颁发了电力业务许可证（供电类），其中试点项目23个，第一批试点项目1个、第二批试点项目4个、第三批试点项目5个、第四批试点项目4个、第五批试点项目9个；试点外项目1个。