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7月12日，有媒體報道國家電力調(diào)度控制中心、北京電力交易中心7月7日宣貫《關(guān)于落實優(yōu)化省間電力現(xiàn)貨市場交易價格機制的通知》。其中，文件對于省間電力現(xiàn)貨市場申報價格上限進行了調(diào)整，從10元/千瓦時降低至3元/千瓦時。《能源》雜志從多方渠道核實了這一消息。

目前省內(nèi)現(xiàn)貨市場建設(shè)中，大多數(shù)省份的正式申報價格上限為1.5元/千瓦時。“3元/千瓦時的報價上限也就是省內(nèi)價格上限的2倍。”有電力市場人士告訴《能源》雜志記者。

2021年11月22日，國家電網(wǎng)有限公司按照國家發(fā)改委、國家能源局《關(guān)于國家電網(wǎng)有限公司省間電力現(xiàn)貨交易規(guī)則的復(fù)函》（發(fā)改辦體改〔2021〕837號）要求，正式印發(fā)《省間電力現(xiàn)貨交易規(guī)則（試行）》。

省間現(xiàn)貨的推行，旨在強化電力跨省區(qū)的市場化交易，實現(xiàn)更大范圍的資源優(yōu)化配置。同時，現(xiàn)貨交易可以保證實現(xiàn)電力的時間屬性，有利于厘清不同時段電力價格及成本。

國家電力調(diào)度控制中心數(shù)據(jù)顯示，2022年省間現(xiàn)貨市場交易總量約278億千瓦時，江浙滬三地為主要外受電地區(qū)，合計占比46.7%。在高峰期部分地區(qū)購電均價直逼10元/千瓦時的上限，出現(xiàn)了長時間的極端電價。

根據(jù)中電聯(lián)的預(yù)計，2023年全國電力供需總體緊平衡，最高負(fù)荷可能達到13.7億千瓦，同比增長近1億千瓦，部分區(qū)域部分時段電力供需偏緊。在迎峰度夏的關(guān)鍵時期，省間現(xiàn)貨對滿足電力受端省份的尖峰負(fù)荷，有著重要意義。

2022年迎峰度夏期間，部分省份出現(xiàn)的高價省間現(xiàn)貨電量，是直接推動本次上限價格下調(diào)的原因。

不過有知情人士表示，此前版本方案中曾提出上限價格下調(diào)至1元/千瓦時，但是遭到了部分發(fā)電企業(yè)的反對。

有電力市場專業(yè)人士表示，過低的上限價格不利于體現(xiàn)電力在不同時段的真實價值，也影響了價格波動對負(fù)荷移峰填谷的作用。

省間現(xiàn)貨價格上限的降低，有助于提升部分電力受端省份迎峰度夏的能力。不過也有電力市場人士指出，省間現(xiàn)貨市場還需要加強與省內(nèi)現(xiàn)貨市場的價格聯(lián)動和銜接。

“目前來看，省間現(xiàn)貨的高價時段大多是負(fù)荷尖峰時段，主要承擔(dān)了空調(diào)負(fù)荷或者冬季采暖負(fù)荷的尖峰。”上述人士說，“這些大多為居民用電，但是相關(guān)電價目前并沒有很好的疏導(dǎo)機制。” 

原標(biāo)題：省間電力現(xiàn)貨價格上限下調(diào)七成，利好缺電省份迎峰度夏