2022年是電力現貨市場建設的突破年，各個試點動作頻頻，進展不斷。

　　比如，電力現貨交易迎來了最新動態。截至10月底，山東電力現貨市場不間斷長周期結算試運行304天，累計組織電力中長期交易490次、交易電量3072億千瓦時，平均交易電價0.4737元/千瓦時，較燃煤發電基準電價上浮19.96%。電力供需銜接有序，周期結算成效顯著。

　　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%。多名受訪專家認為，其電力價格發現和保供穩價作用突出。

　　今年10月，山東省向全體電力市場主體印發“《關于做好2023年全省電力市場交易有關工作的通知》征求意見稿”。指出售電公司應結合現貨市場價格信號，制定多樣性的分時零售套餐。

　　談及目前運行試點情況，華北電力大學經濟管理學院教授袁家海對21世紀經濟報道記者表示，電力現貨市場從試點試運行逐步轉向全國長周期運行發展，但有序發展的同時仍存在一些問題亟需解決，比如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，未來加快建設全國統一電力市場體系的過程中，對統一交易規則和技術標準帶來了一定挑戰。

　　盈術華亮電力技術有限公司總經理張驥則對21世紀經濟報道記者坦言，當前電力現貨市場價格波動較大，更有利于儲能的峰谷套利，且可以參加調頻輔助，擴大收益。但目前電力現貨市場市場出清價格上下限范圍有限，且要求高比例中長期電量，在一定程度上限制了儲能的盈利空間。

　　大賢科技副總馮南希也告訴21世紀經濟報道記者，要放開對電力現貨市場的限價，充分反映電力價值。

　　力爭形成統一的區域現貨市場

　　2017年8月第一批電力現貨交易市場試點發布。

　　2019年5月15、16日兩天，廣東電力現貨市場首次開展了按日結算試運行，隨后，山東、蒙西、甘肅、浙江、福建、四川和山西陸續開展了按日結算試運行。

　　2021年3月，公布了上海、江蘇等第二批現貨試點名單。省間電力現貨市場陸續開展了季度試運行，2022年7月23日，南方區域電力市場試運行啟動會舉辦，南方電網的現貨交易從廣東一省擴展到云南、貴州、廣西、海南，將實現南方五省區電力現貨跨區跨省交易。

　　總體來看，目前首批八個電力現貨市場試點目前均已完成長周期結算試運行，多個試點進入以年為周期的結算試運行。

　　從運行試點情況來看，電力現貨市場面臨哪些問題?袁家海指出，目前，跨省跨區交易壁壘問題比較突出，在打破省際壁壘構建全國統一電力市場體系方面，首先應發揮出區域市場機制對各省電力運行的促進作用，例如促進新能源消納、促進電力電量平衡、提高運行效率和降低能耗等，以實實在在的效果、影響，說服省(區)政府相關部門開放市場。其次需要調動市場主體的參與積極性，利用大范圍配置資源的效率優勢、成本優勢吸引更多的市場主體參與跨省區交易，把市場逐步做大、做活。最后是在具備條件后力爭形成統一的區域現貨市場，聯合出清電力電量，徹底打破省際壁壘。

　　此外，現行的電力現貨市場機制對于以新能源為主體的新型電力系統考慮不足。袁家海指出，由于新能源發電隨機性、間歇性和波動性特點，以及新能源發電量預測在中長期存在較大不確定性，需要日前和日內現貨市場充分發揮作用提高綠電消納能力。

　　彭博新能源財經(BNEF)中國市場分析師魏漢陽告訴21世紀經濟報道記者，如今首批8個試點省通過運行已經累積較多經驗和解決實際的問題。另外第二批6個試點，今年逐步出臺現貨方案和開展試運行，并且其中華東電網的全部5個省區都將加入現貨，成為與南方電網齊頭并進的“現貨群組”。

　　“但值得注意的是，第一批試點省區里信息披露的情況有所參差。廣東、山東、山西的披露情況較完整，做到了每日發布，而有些省區存在疏于披露的問題，例如福建，運行一年多來幾乎從未對外公布現貨價格信息，長期來看不利于市場的健康發展”。魏漢陽說。

　　當前交易電價尚未反映真實價格

　　21世紀經濟報道記者注意到，當下，多地釋放出較強烈的電力現貨價格信號。

　　南方(以廣東起步)電力現貨市場連續結算運行滿一周年。連續結算運行以來，日前現貨均價約0.59元/千瓦時，較燃煤基準價上浮28%，與電力供需和一次能源成本基本匹配。

　　不僅如此，通過包括現貨在內的電力市場化交易，一年來，廣東累計疏導發電成本171億元，有效穩定市場預期。

　　10月，河北省發布《關于進一步完善河北南網工商業及其他用戶分時電價政策的通知》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，原則上峰谷電價價差不低于本通知分時電價的峰谷電價價差。

　　當下，電力現貨價格能夠真實體現市場嗎?未來電價會如何發展?

　　袁家海指出，通過一系列從固定標桿電價轉向浮動市場化電價的政策變革，有效解決了政府制定電價不能及時反應電力成本和市場供需的問題，真實的市場價格在逐步顯現，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。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。

　　“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，并及時傳導給用戶側”。袁家海說。

　　馮南希稱，電力現貨市場面臨的問題還是市場程度不夠充分，比如山西的限價一直沒有解除，所以就算8月現貨價格高達約1500元/兆瓦時， 最后結算價格也是約580元/兆瓦時，不能體現電力價值。而且目前電力現貨市場一天內的價格波動遠低于傳統的尖峰平谷。

　　“目前來說電力現貨市場的交易電價是不能夠反映真實價格的，因為我們有價格帽的上限，市場交易機制現在是在逐步完善中，電力價格市場機制的形成，就是這一輪電改的目的。”云智環能CEO張雋永則對21世紀經濟報道記者坦言。

　　儲能發力現貨市場定價功能

　　山東省能源局相關人士介紹，2021年12月，山東啟動了電力現貨市場，新型儲能運行環境發生了重大變化，原有電力中長期市場下的新型儲能支持政策已不適用。為進一步促進新型儲能示范項目健康發展，形成了《關于促進我省新型儲能示范項目健康發展的若干措施》。

　　而這也是全國第一套電力現貨市場儲能支持政策，創新了容量租賃、技術監督等機制，在全國范圍內都有較強的示范意義。

　　此外，許多其他電力現貨市場試點省份的新能源企業，也已經開始測算儲能參與現貨市場的收益情況。

　　此前，國家能源局南方監管局印發《關于加強南方區域新型儲能發展應用監管工作的通知》，就提出支持新型儲能作為獨立市場主體參與電力中長期市場、現貨市場和輔助服務市場。

　　21世紀經濟報道記者注意到，業內也有專家呼吁，在新能源高比例發展的西北，考慮跳過省級電力現貨市場試點這一步驟，直接開始建設區域電力現貨市場，并允許新型儲能以獨立主體身份參與。

　　魏漢陽指出，因為儲能具有靈活調節、削峰填谷的功能，也不需要附著于某個發電廠才能運作，因此從物理和市場靈活調節資源角度，鼓勵儲能獨立加入電力現貨市場可更好地發揮市場定價功能、滿足不同時段的市場需求。

　　袁家海認為，儲能參與電力現貨市場，可降低電力市場交易價格波動風險。由于電力市場交易價格波動，電力市場很難以最佳方式規避風險。對于現貨交易價格高度波動的時段而言(一般集中在夏季午后幾個小時)，使用太陽能+儲能項目的電力進行物理對沖可能比這個時段的財務對沖(理論上現貨價格上限可以按照用戶愿意支付的損失負荷價值作為參照來設定)更具成本效益。從長遠來看，圍繞這些最不穩定的時間選擇性地進行物理對沖可能是一種更智能、更便宜的方式。

　　“此外，也有利于科學設定電力現貨市場限價，儲能還可以增加風電/光伏系統出力的穩定性，降低對電網調節余量需求，減少電站的輔助服務支出，降低調度系統對電站的功率限制，也能提高綠電在現貨市場的消納能力”。袁家海說。