7月12日，有媒體報道國家電力調度控制中心、北京電力交易中心7月7日宣貫《關于落實優化省間電力現貨市場交易價格機制的通知》。其中，文件對于省間電力現貨市場申報價格上限進行了調整。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。

(來源：微信公眾號“能源新媒”文 | 武魏楠)

目前省內現貨市場建設中，大多數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，國家電網有限公司按照國家發改委、國家能源局《關于國家電網有限公司省間電力現貨交易規則的復函》(發改辦體改〔2021〕837號)要求，正式印發《省間電力現貨交易規則(試行)》。

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

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

根據中電聯的預計，2023年全國電力供需總體緊平衡，最高負荷可能達到13.7億千瓦，同比增長近1億千瓦，部分區域部分時段電力供需偏緊。在迎峰度夏的關鍵時期，省間現貨對滿足電力受端省份的尖峰負荷，有著重要意義。

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

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至1元/千瓦時，但是遭到了部分發電企業的反對。

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

省間現貨價格上限的降低，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，省間現貨市場還需要加強與省內現貨市場的價格聯動和銜接。

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