比如，电力现货交易迎来了最新动态。截至10月底，山东电力现货市场不间断长周期结算试运行304天，累计组织电力中长期交易490次、交易电量3072亿千瓦时，平均交易电价0.4737元/千瓦时，较燃煤发电基准电价上浮19.96%。电力供需衔接有序，周期结算成效显著。
11月1日，南方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%。多名受访专家认为，其电力价格发现和保供稳价作用突出。
今年10月，山东省向全体电力市场主体印发“《关于做好2023年全省电力市场交易有关工作的通知》征求意见稿”。指出售电公司应结合现货市场价格信号，制定多样性的分时零售套餐。
谈及目前运行试点情况，华北电力大学经济管理学院教授袁家海对21世纪经济报道记者表示，电力现货市场从试点试运行逐步转向全国长周期运行发展，但有序发展的同时仍存在一些问题亟需解决，比如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，未来加快建设全国统一电力市场体系的过程中，对统一交易规则和技术标准带来了一定挑战。
盈术华亮电力技术有限公司总经理张骥则对21世纪经济报道记者坦言，当前电力现货市场价格波动较大，更有利于储能的峰谷套利，且可以参加调频辅助，扩大收益。但目前电力现货市场市场出清价格上下限范围有限，且要求高比例中长期电量，在一定程度上限制了储能的盈利空间。
大贤科技副总冯南希也告诉21世纪经济报道记者，要放开对电力现货市场的限价，充分反映电力价值。
力争形成统一的区域现货市场
2017年8月第一批电力现货交易市场试点发布。
2019年5月15、16日两天，广东电力现货市场首次开展了按日结算试运行，随后，山东、蒙西、甘肃、浙江、福建、四川和山西陆续开展了按日结算试运行。
2021年3月，公布了上海、江苏等第二批现货试点名单。省间电力现货市场陆续开展了季度试运行，2022年7月23日，南方区域电力市场试运行启动会举办，南方电网的现货交易从广东一省扩展到云南、贵州、广西、海南，将实现南方五省区电力现货跨区跨省交易。
总体来看，首批八个电力现货市场试点目前均已完成长周期结算试运行，多个试点进入以年为周期的结算试运行。
从运行试点情况来看，电力现货市场面临哪些问题？袁家海指出，目前，跨省跨区交易壁垒问题比较突出，在打破省际壁垒构建全国统一电力市场体系方面，首先应发挥出区域市场机制对各省电力运行的促进作用，例如促进新能源消纳、促进电力电量平衡、提高运行效率和降低能耗等，以实实在在的效果、影响，说服省(区)政府相关部门开放市场。其次需要调动市场主体的参与积极性，利用大范围配置资源的效率优势、成本优势吸引更多的市场主体参与跨省区交易，把市场逐步做大、做活。最后是在具备条件后力争形成统一的区域现货市场，联合出清电力电量，彻底打破省际壁垒。
此外，现行的电力现货市场机制对于以新能源为主体的新型电力系统考虑不足。袁家海指出，由于新能源发电随机性、间歇性和波动性特点，以及新能源发电量预测在中长期存在较大不确定性，需要日前和日内现货市场充分发挥作用提高绿电消纳能力。
彭博新能源财经(BNEF)中国市场分析师魏汉阳告诉21世纪经济报道记者，如今首批8个试点通过运行已经累积较多经验和解决实际的问题。另外第二批6个试点，今年逐步出台现货方案和开展试运行，并且其中华东电网的全部5个省区都将加入现货，成为与南方电网齐头并进的“现货群组”。
“但值得注意的是，第一批试点省区里信息披露的情况有所参差。广东、山东、山西的披露情况较完整，做到了每日发布，而有些省区存在疏于披露的问题，例如福建，运行一年多来几乎从未对外公布现货价格信息，长期来看不利于市场的健康发展。”魏汉阳说。
当前交易电价尚未反映真实价格
21世纪经济报道记者注意到，当下，多地释放出较强烈的电力现货价格信号。
南方电力现货市场连续结算运行满一周年。连续结算运行以来，日前现货均价约0.59元/千瓦时，较燃煤基准价上浮28%，与电力供需和一次能源成本基本匹配。
不仅如此，通过包括现货在内的电力市场化交易，一年来，广东累计疏导发电成本171亿元，有效稳定市场预期。
10月，河北省发布《关于进一步完善河北南网工商业及其他用户分时电价政策的通知》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，原则上峰谷电价价差不低于本通知分时电价的峰谷电价价差。
当下，电力现货价格能够真实体现市场吗？未来电价会如何发展？
袁家海指出，通过一系列从固定标杆电价转向浮动市场化电价的政策变革，有效解决了政府制定电价不能及时反映电力成本和市场供需的问题，真实的市场价格在逐步显现，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。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。
“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，并及时传导给用户侧。”袁家海说。
冯南希称，电力现货市场面临的问题还是市场化程度不够充分，比如山西的限价一直没有解除，所以就算8月现货价格高达约1500元/兆瓦时，最后结算价格也是约580元/兆瓦时，不能体现电力价值。而且目前电力现货市场一天内的价格波动远低于传统的尖峰平谷。
“目前来说电力现货市场的交易电价是不能够反映真实价格的，因为我们有价格帽的上限，市场交易机制现在是在逐步完善中，电力价格市场机制的形成，就是这一轮电改的目的。”云智环能CEO张隽永则对21世纪经济报道记者坦言。
储能发力现货市场定价功能
山东省能源局相关人士介绍，2021年12月，山东启动了电力现货市场，新型储能运行环境发生了重大变化，原有电力中长期市场下的新型储能支持政策已不适用。为进一步促进新型储能示范项目健康发展，形成了《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》。
而这也是全国第一套电力现货市场储能支持政策，创新了容量租赁、技术监督等机制，在全国范围内都有较强的示范意义。
此外，许多其他电力现货市场试点省份的新能源企业，也已经开始测算储能参与现货市场的收益情况。
此前，国家能源局南方监管局印发《关于加强南方区域新型储能发展应用监管工作的通知》，就提出支持新型储能作为独立市场主体参与电力中长期市场、现货市场和辅助服务市场。
21世纪经济报道记者注意到，业内也有专家呼吁，在新能源高比例发展的西北，考虑跳过省级电力现货市场试点这一步骤，直接开始建设区域电力现货市场，并允许新型储能以独立主体身份参与。
魏汉阳指出，因为储能具有灵活调节、削峰填谷的功能，也不需要附着于某个发电厂才能运作，因此从物理和市场灵活调节资源角度，鼓励储能独立加入电力现货市场可更好地发挥市场定价功能、满足不同时段的市场需求。
袁家海认为，储能参与电力现货市场，可降低电力市场交易价格波动风险。由于电力市场交易价格波动，电力市场很难以最佳方式规避风险。对于现货交易价格高度波动的时段而言(一般集中在夏季午后几个小时)，使用太阳能+储能项目的电力进行物理对冲可能比这个时段的财务对冲(理论上现货价格上限可以按照用户愿意支付的损失负荷价值作为参照来设定)更具成本效益。从长远来看，围绕这些最不稳定的时间选择性地进行物理对冲可能是一种更智能、更便宜的方式。
“此外，也有利于科学设定电力现货市场限价，储能还可以增加风电/光伏系统出力的稳定性，降低对电网调节余量需求，减少电站的辅助服务支出，降低调度系统对电站的功率限制，也能提高绿电在现货市场的消纳能力。”袁家海说。
