袁家海：當前電力現(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)貨市場連續(xù)結算運行滿一周年。日前現(xiàn)貨均價約0.59元/千瓦時，較燃煤基準價上浮28%，發(fā)揮了“價格發(fā)現(xiàn)”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(xiàn)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(xiàn)貨市場聚焦價格發(fā)現(xiàn)，而此前部分試點現(xiàn)貨市場部分時段出現(xiàn)零價甚至負價現(xiàn)象。

　　而今，當下兩批電力試點正在平穩(wěn)運行中，電價能否真實體現(xiàn)市場價格?如何看待此前個別省份現(xiàn)貨運行中出現(xiàn)的負電價情況?以及新能源跨省跨區(qū)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(xiàn)貨市場價格波動仍過于平穩(wěn)，且交易價格相對偏低。我國現(xiàn)貨市場的交易頻次依然偏低，可發(fā)展為每15分鐘形成一個節(jié)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(fā)揮區(qū)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(qū)試點已經形成了較為完備但各不相同的市場規(guī)則，對統(tǒng)一交易規(guī)則和技術標準帶來了一定挑戰(zhàn)。應發(fā)揮出區(qū)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(tǒng)一的區(qū)域現(xiàn)貨市場，徹底打破省際壁壘。

　　面對高比例新能源的現(xiàn)貨市場機制設計方面，省間電力現(xiàn)貨市場或將是綠電消納的主要發(fā)展方向，應結合現(xiàn)貨市場試點建設情況，在現(xiàn)貨交易階段建立富余可再生能源參與省間現(xiàn)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(guī)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(xiàn)貨市場中為其提供可靠性支撐的調節(jié)成本。

　　目前現(xiàn)貨市場交易價格相對偏低

　　《21世紀》：當下，電力現(xiàn)貨價格能夠真實體現(xiàn)市場嗎?

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

　　根據(jù)各省電力交易中心公布的數(shù)據(jù)，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(yè)一力承擔，減少發(fā)電企業(yè)虧損。

　　目前我國現(xiàn)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(jù)電力稀缺定理，在電力供不應求時現(xiàn)貨市場價格要根據(jù)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(xiàn)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(xiàn)貨市場交易價格也相對偏低，并沒有充分發(fā)現(xiàn)電力供應緊張時的稀缺電力價值，以引導市場主體調整發(fā)用電行為實現(xiàn)供求平衡。

　　《21世紀》：未來電價會如何發(fā)展?

　　袁家海：在未來，應繼續(xù)深化電力市場改革，充分發(fā)揮電力現(xiàn)貨市場作用，由市場反映實時電價，并及時傳導給用戶。現(xiàn)貨交易市場有實時交易實時結算的特性，可以更好地發(fā)現(xiàn)價格。當前我國現(xiàn)貨市場的交易頻次依然偏低，可發(fā)展為每15分鐘形成一個節(jié)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(xiàn)

　　《21世紀》：今年國內個別省份現(xiàn)貨運行中出現(xiàn)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(xiàn)貨運行中出現(xiàn)的負電價情況，電力市場中現(xiàn)貨價格帶有最真實的時序和位置信號，價格波動屬正常現(xiàn)象，也恰好說明電力價值被充分發(fā)現(xiàn)。

　　負電價只出現(xiàn)在電力現(xiàn)貨市場某些結算區(qū)間內，從電力商品的屬性講不可能長期出現(xiàn)，主要是多種因素(如新能源大發(fā)、用電負荷較低、電網調節(jié)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(xiàn)象也意味著電力結構需要進一步優(yōu)化，需要進一步審視新能源與常規(guī)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(tǒng)或區(qū)域裝機容量、電廠報價策略和市場力、系統(tǒng)擁堵、原材料價格以及市場規(guī)則等等。

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

　　省間交易促進發(fā)電資源優(yōu)化配置

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

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

　　在電力現(xiàn)貨市場中，火電的盈利模式將不再局限于傳統(tǒng)發(fā)電業(yè)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(jié)能力，創(chuàng)造更多生存空間。

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

　　在傳統(tǒng)的未有火電參與的電力現(xiàn)貨市場中，新能源發(fā)電企業(yè)為賺取更多補貼，在省間現(xiàn)貨交易時頻繁報出低價，遠低于政策規(guī)定的新能源上網電價。新能源獲利有限，參與電力現(xiàn)貨市場動力不足。傳統(tǒng)煤電加入現(xiàn)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(guī)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(xiàn)象將進一步得到改善，新能源跨省跨區(qū)的大范圍消納也將進一步實現(xiàn)。（記者 李明明）