袁家海：當前電力現貨市場交易價格相對偏低 應由市場反映實時電價

　　2022年，我國電力現貨市場探索不斷深入，且市場化進程提速。

　　11月1日，南方(以廣東起步)電力現貨市場連續結算運行滿一周年。日前現貨均價約0.59元/千瓦時，較燃煤基準價上浮28%，發揮了“價格發現”作用，釋放出精細化的電力時空價格信號。

　　10月，河北省提出電力現貨市場運行前，完善電力中長期交易方案，按照國家要求實行分時段簽約，明確并指導市場主體簽訂中長期交易合同時申報用電曲線、反映各時段價格。

　　電力現貨市場聚焦價格發現，而此前部分試點現貨市場部分時段出現零價甚至負價現象。

　　而今，當下兩批電力試點正在平穩運行中，電價能否真實體現市場價格?如何看待此前個別省份現貨運行中出現的負電價情況?以及新能源跨省跨區的大范圍消納有何促進意義?

　　就上述問題，21世紀經濟報道記者專訪了華北電力大學經濟管理學院教授袁家海，袁家海表示，目前市場價格基本可反映供需關系，但現貨市場價格波動仍過于平穩，且交易價格相對偏低。我國現貨市場的交易頻次依然偏低，可發展為每15分鐘形成一個節點邊際電價作為該時段的市場出清價格的交易機制，實時反映該時間段的市場需求以及風、光資源的強度，給火電和儲能更多的盈利空間，可以在用電高峰時以較高電價售電。

　　發揮區域市場機制打破省際壁壘

　　《21世紀》：目前從兩批運行試點情況來看，面臨的問題有哪些?解決之道是什么?

　　袁家海：首先，當下各省區試點已經形成了較為完備但各不相同的市場規則，對統一交易規則和技術標準帶來了一定挑戰。應發揮出區域市場機制對各省電力運行的促進作用，在具備條件后力爭形成統一的區域現貨市場，徹底打破省際壁壘。

　　面對高比例新能源的現貨市場機制設計方面，省間電力現貨市場或將是綠電消納的主要發展方向，應結合現貨市場試點建設情況，在現貨交易階段建立富余可再生能源參與省間現貨交易的機制。

　　零邊際成本的新能源，需要新建分時容量靈活定價機制，用價格來激勵新能源自主配備儲能設施或形成新能源互動用電行為。以及，對向上靈活性與向下靈活性能力進行差異化定價。所有常規能源參與靈活性交易，新能源電力需要支付給其他電源在現貨市場中為其提供可靠性支撐的調節成本。

　　目前現貨市場交易價格相對偏低

　　《21世紀》：當下，電力現貨價格能夠真實體現市場嗎?

　　袁家海：目前，市場價格基本可反映供需關系，但現貨市場價格波動仍過于平穩，且交易價格相對偏低。

　　根據各省電力交易中心公布的數據，2021年底和2022年初的中長期電力交易價格較基準電價的上浮比例接近20%，這預示著中長期電價已經開始隨煤炭價格而波動，有助于將煤炭上漲的燃料成本通過電價轉移到下游用戶側，而不是由火電企業一力承擔，減少發電企業虧損。

　　目前我國現貨市場價格都設置了上下限，一般是上限為1.5元/千瓦時，下限是0.0元/千瓦時。根據電力稀缺定理，在電力供不應求時現貨市場價格要根據機會成本確定，電價理論上可非常高(上限為損失負荷價值，即用戶愿意為不停電支付的最高價格)，而我國電力價格上限制定過低。與此類似，我國現貨市場價格下限又顯然偏高。與需求側響應中用戶中斷負荷的補償標準相比，現貨市場交易價格也相對偏低，并沒有充分發現電力供應緊張時的稀缺電力價值，以引導市場主體調整發用電行為實現供求平衡。

　　《21世紀》：未來電價會如何發展?

　　袁家海：在未來，應繼續深化電力市場改革，充分發揮電力現貨市場作用，由市場反映實時電價，并及時傳導給用戶。現貨交易市場有實時交易實時結算的特性，可以更好地發現價格。當前我國現貨市場的交易頻次依然偏低，可發展為每15分鐘形成一個節點邊際電價作為該時段的市場出清價格的交易機制，實時反映該時間段的市場需求以及風、光資源的強度，給火電和儲能更多的盈利空間，可以在用電高峰時以較高電價售電。

　　負電價不可能長期出現

　　《21世紀》：今年國內個別省份現貨運行中出現的負電價情況，你如何看待?影響電價水平的關鍵因素是什么?

　　袁家海：針對今年國內個別省份現貨運行中出現的負電價情況，電力市場中現貨價格帶有最真實的時序和位置信號，價格波動屬正常現象，也恰好說明電力價值被充分發現。

　　負電價只出現在電力現貨市場某些結算區間內，從電力商品的屬性講不可能長期出現，主要是多種因素(如新能源大發、用電負荷較低、電網調節能力不足等)共同作用產生的結果，表明市場短時供大于求或者存在嚴重電網阻塞。當然，負電價這種看似電力過剩的現象也意味著電力結構需要進一步優化，需要進一步審視新能源與常規能源的作用和地位，能源政策制定要更加合理。

　　影響電價水平的因素很多，有電力負荷、系統或區域裝機容量、電廠報價策略和市場力、系統擁堵、原材料價格以及市場規則等等。

　　通過對比目前現貨交易狀況，可以看出，電力供需關系和新能源在系統中的滲透率是影響電價水平的關鍵因素。隨著省間現貨市場建設快速推進，市場范圍和交易規模不斷擴大，各省市電力供需壓力有望持續緩解;新能源方面，如果新能源參與現貨市場交易的比例越高，較容易導致極端電價的出現。

　　省間交易促進發電資源優化配置

　　《21世紀》：此前，國家電網有限公司公布《省間電力現貨交易規則》指出，所有發電類型和企業都可以參與省間電力現貨交易，鼓勵有綠色電力需求的用戶與新能源發電企業直接交易。為什么會允許傳統火電參與交易?對于新能源跨省跨區的大范圍消納起到什么作用?

　　袁家海：傳統火電作為電力系統中風險可控的調節電源，是電力系統平穩運行，電力市場改革的重要保障。伴隨新型電力系統建設，傳統火電面臨著轉型的巨大壓力。引導傳統火電參與電力現貨市場，既可有效推動火電企業在新型電力系統中的低碳轉型進程，又可提升新能源發電的消納空間和競爭優勢。

　　在電力現貨市場中，火電的盈利模式將不再局限于傳統發電業務，而是可以通過主動報高價停機或降低運行下限提供調頻、備用等輔助服務功能，適時提供一定的靈活調節能力，創造更多生存空間。

　　電力現貨市場的省間交易消除了電力系統省間壁壘，通過價格信號引導區域內機組適時調節其出力，打破省內資源稟賦限制，促進區域內各類型發電資源的優化配置，平抑了更大范圍的電力系統波動，擴大電力系統安全穩定運行范圍。

　　在傳統的未有火電參與的電力現貨市場中，新能源發電企業為賺取更多補貼，在省間現貨交易時頻繁報出低價，遠低于政策規定的新能源上網電價。新能源獲利有限，參與電力現貨市場動力不足。傳統煤電加入現貨市場后，其高邊際成本將導致其報價高于新能源機組，按照各省邊際出清價格結算的規則，出清邊際機組可能是煤電等電源，新能源獲得的利潤將提升。隨著新能源加入市場化交易，其棄風棄光現象將進一步得到改善，新能源跨省跨區的大范圍消納也將進一步實現。（記者 李明明）