2022年，我国电力现货市场探索不断深入，且市场化进程提速。
11月1日，南方(以广东起步)电力现货市场连续结算运行满一周年。日前现货均价约0.59元/千瓦时，较燃煤基准价上浮28%，发挥了“价格发现”作用，释放出精细化的电力时空价格信号。
(相关资料图)
10月，河北省提出电力现货市场运行前，完善电力中长期交易方案，按照国家要求实行分时段签约，明确并指导市场主体签订中长期交易合同时申报用电曲线、反映各时段价格。
电力现货市场聚焦价格发现，而此前部分试点现货市场部分时段出现零价甚至负价现象。
而今，当下两批电力试点正在平稳运行中，电价能否真实体现市场价格?如何看待此前个别省份现货运行中出现的负电价情况?以及新能源跨省跨区的大范围消纳有何促进意义?
就上述问题，21世纪经济报道记者专访了华北电力大学经济管理学院教授袁家海，袁家海表示，目前市场价格基本可反映供需关系，但现货市场价格波动仍过于平稳，且交易价格相对偏低。我国现货市场的交易频次依然偏低，可发展为每15分钟形成一个节点边际电价作为该时段的市场出清价格的交易机制，实时反映该时间段的市场需求以及风、光资源的强度，给火电和储能更多的盈利空间，可以在用电高峰时以较高电价售电。
发挥区域市场机制打破省际壁垒
《21世纪》：目前从两批运行试点情况来看，面临的问题有哪些?解决之道是什么?
袁家海：首先，当下各省区试点已经形成了较为完备但各不相同的市场规则，对统一交易规则和技术标准带来了一定挑战。应发挥出区域市场机制对各省电力运行的促进作用，在具备条件后力争形成统一的区域现货市场，彻底打破省际壁垒。
面对高比例新能源的现货市场机制设计方面，省间电力现货市场或将是绿电消纳的主要发展方向，应结合现货市场试点建设情况，在现货交易阶段建立富余可再生能源参与省间现货交易的机制。
零边际成本的新能源，需要新建分时容量灵活定价机制，用价格来激励新能源自主配备储能设施或形成新能源互动用电行为。以及，对向上灵活性与向下灵活性能力进行差异化定价。所有常规能源参与灵活性交易，新能源电力需要支付给其他电源在现货市场中为其提供可靠性支撑的调节成本。
目前现货市场交易价格相对偏低
《21世纪》：当下，电力现货价格能够真实体现市场吗?
袁家海：目前，市场价格基本可反映供需关系，但现货市场价格波动仍过于平稳，且交易价格相对偏低。
根据各省电力交易中心公布的数据，2021年底和2022年初的中长期电力交易价格较基准电价的上浮比例接近20%，这预示着中长期电价已经开始随煤炭价格而波动，有助于将煤炭上涨的燃料成本通过电价转移到下游用户侧，而不是由火电企业一力承担，减少发电企业亏损。
目前我国现货市场价格都设置了上下限，一般是上限为1.5元/千瓦时，下限是0.0元/千瓦时。根据电力稀缺定理，在电力供不应求时现货市场价格要根据机会成本确定，电价理论上可非常高(上限为损失负荷价值，即用户愿意为不停电支付的最高价格)，而我国电力价格上限制定过低。与此类似，我国现货市场价格下限又显然偏高。与需求侧响应中用户中断负荷的补偿标准相比，现货市场交易价格也相对偏低，并没有充分发现电力供应紧张时的稀缺电力价值，以引导市场主体调整发用电行为实现供求平衡。
《21世纪》：未来电价会如何发展?
袁家海：在未来，应继续深化电力市场改革，充分发挥电力现货市场作用，由市场反映实时电价，并及时传导给用户。现货交易市场有实时交易实时结算的特性，可以更好地发现价格。当前我国现货市场的交易频次依然偏低，可发展为每15分钟形成一个节点边际电价作为该时段的市场出清价格的交易机制，实时反映该时间段的市场需求以及风、光资源的强度，给火电和储能更多的盈利空间，可以在用电高峰时以较高电价售电。
负电价不可能长期出现
《21世纪》：今年国内个别省份现货运行中出现的负电价情况，你如何看待?影响电价水平的关键因素是什么?
袁家海：针对今年国内个别省份现货运行中出现的负电价情况，电力市场中现货价格带有最真实的时序和位置信号，价格波动属正常现象，也恰好说明电力价值被充分发现。
负电价只出现在电力现货市场某些结算区间内，从电力商品的属性讲不可能长期出现，主要是多种因素(如新能源大发、用电负荷较低、电网调节能力不足等)共同作用产生的结果，表明市场短时供大于求或者存在严重电网阻塞。当然，负电价这种看似电力过剩的现象也意味着电力结构需要进一步优化，需要进一步审视新能源与常规能源的作用和地位，能源政策制定要更加合理。
影响电价水平的因素很多，有电力负荷、系统或区域装机容量、电厂报价策略和市场力、系统拥堵、原材料价格以及市场规则等等。
通过对比目前现货交易状况，可以看出，电力供需关系和新能源在系统中的渗透率是影响电价水平的关键因素。随着省间现货市场建设快速推进，市场范围和交易规模不断扩大，各省市电力供需压力有望持续缓解;新能源方面，如果新能源参与现货市场交易的比例越高，较容易导致极端电价的出现。
省间交易促进发电资源优化配置
《21世纪》：此前，国家电网有限公司公布《省间电力现货交易规则》指出，所有发电类型和企业都可以参与省间电力现货交易，鼓励有绿色电力需求的用户与新能源发电企业直接交易。为什么会允许传统火电参与交易?对于新能源跨省跨区的大范围消纳起到什么作用?
袁家海：传统火电作为电力系统中风险可控的调节电源，是电力系统平稳运行，电力市场改革的重要保障。伴随新型电力系统建设，传统火电面临着转型的巨大压力。引导传统火电参与电力现货市场，既可有效推动火电企业在新型电力系统中的低碳转型进程，又可提升新能源发电的消纳空间和竞争优势。
在电力现货市场中，火电的盈利模式将不再局限于传统发电业务，而是可以通过主动报高价停机或降低运行下限提供调频、备用等辅助服务功能，适时提供一定的灵活调节能力，创造更多生存空间。
电力现货市场的省间交易消除了电力系统省间壁垒，通过价格信号引导区域内机组适时调节其出力，打破省内资源禀赋限制，促进区域内各类型发电资源的优化配置，平抑了更大范围的电力系统波动，扩大电力系统安全稳定运行范围。
在传统的未有火电参与的电力现货市场中，新能源发电企业为赚取更多补贴，在省间现货交易时频繁报出低价，远低于政策规定的新能源上网电价。新能源获利有限，参与电力现货市场动力不足。传统煤电加入现货市场后，其高边际成本将导致其报价高于新能源机组，按照各省边际出清价格结算的规则，出清边际机组可能是煤电等电源，新能源获得的利润将提升。随着新能源加入市场化交易，其弃风弃光现象将进一步得到改善，新能源跨省跨区的大范围消纳也将进一步实现。（记者 李明明）
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