广东是改革开放的发源地，也是本轮电力市场化改革的首批“试验田”。自2017年8月成为第一批试点以来，南方区域（以广东起步）电力现货市场一直克服重重困难不懈探索。改革总是伴随着对固有模式的突破和利益关系的调整。在南方区域（以广东起步）电力现货市场的数次结算试运行中，既能看到交易机制不断完善、运行周期不断延长，也同样存在双轨制下“计划电”与“市场电”不断碰撞，售电公司在盈亏间转换。本文以现货市场试运行为主线，回顾广受关注的三次“电价闯关”事件，期望能从中发掘市场建设需要把握的基本原则，为后续南方区域乃至全国统一电力市场建设提供经验参考。

  序曲：2019年9月，售电公司惊呼“狼来了”

  经近两年的筹备，南方区域（以广东起步）于2019年5月在全国率先开展按日结算试运行。按周结算试运行原定于9月开展，由于售电公司提出了较为不同的意见，此次结算试运行被叫停。

  售电公司的意见在于，此次试结算计划将市场主体签订的价差中长期合约全部转换为输配电价模式下的绝对价格，但由于燃煤标杆电价加上输配电价后可能高于用户目录电价，售电公司将承担“高买低卖”的硬亏损。经测算，珠三角地区代理10kV一般工商业用户的售电公司转换合约后将承担0.025元/千瓦时的亏损。

  为促进全省产业转型、支持粤东西北经济发展，广东从2008年起开始执行价区间交叉补贴政策，珠三角地区通过电价补贴东西两翼、北部山区，国家核定的全省统一输配电价落地执行存在困难。从该角度看，价差模式搁置了交叉补贴广泛存在与输配电价难以核定的矛盾，使电力交易聚焦于发、用电侧间的博弈，也为成本差异显著的燃煤机组与天然气机组同台竞价提供了一种方案。但价差模式又与现货市场全电量绝对价格报价与节点电价机制形成了天然矛盾，需要更为周密地考虑价格模式转换对各方的影响。

  正曲：2019年10月，发电厂体验“烈度竞争”

  经过1个月紧锣密鼓的准备，南方区域（以广东起步）现货市场按周结算试运行于2019年10月21日重新开启，新的方案调整了价差中长期合约的价格转换机制，由电网公司对售电公司转换合约造成的亏损进行补偿。然而，7天试运行的结果再一次出人意料：从21日到27日，日前出清均价由351元/MWh逐步下降至27日的214元/MWh，显著低于中长期交易均价与燃煤标杆电价，部分关注者提出现货是否能起到价格发现作用的疑问。

  这次现货价格走低主要是因为燃煤机组报价偏低，试结算期间，报低价（<250元/MWh）的煤机占煤机总容量的32.54%，显著高于气机（2.13%），还有6.63%的燃煤机组报出了零价。燃煤机组选择报低价主要考虑到两方面因素：一是为了“保开机”。试运行仅开展7天，期间供需情况较为宽松，若因为报价过高导致未中标停机，试运行结束后可能难以在短期内重新开机，电厂将得不偿失；二是为了“保电量”，计划模式下由于上网电价固定，发电集团对旗下电厂的利润考核指标只有发电量，而且大部分电量已通过中长期合约保障了收益水平，电厂认为增发的电量比高现货价格更有价值。

  在这样的“场外因素”影响下，电厂通过报低价或者零价搏取开机和电量，未按照发电成本进行报价，甚至为了竞争电量不断下探报价，导致试运行期间出清价格逐日降低。这样的情况不但不能说明市场“失灵”，反而说明在市场环境下市场主体会真正从自身利益出发谨慎决策。

  这次的发电“内卷”也引发了理论界的讨论。电厂开始意识到，现货价格并不是只反映边际成本，还关乎在卖不出货的情况下所能承受的最大损失、或在供不应求的情况下能赚取的最大利润——也就是机会成本。

  尾声：2020年8月，发电厂竞争加剧

  2020年8月份南方区域（以广东起步）开展了首次全月现货结算试运行，然而延长结算周期并未能使现货价格回归“合理水平”，全月日前均价197元/MWh，实时均价205元/MWh，甚至较周结算运行期间更低。

  这次价格偏低受内外部多重因素叠加影响。一方面，在疫情席卷全球的背景下，国际燃料价格处于历史低位，国内用电需求增速也出现一定放缓。另一方面，入汛后云南来水较好，西电供应充足，结算月期间电力供需整体处于较为宽松的形势。由于判断供大于求，加上首次参加全月试运行缺乏经验，燃煤机组普遍采取了与按周结算试运行相似的保守报价策略，申报均价381元/MWh，报零价容量占比达15.74%。燃气机组报价较高，申报均价643元/MWh，主要因为热电联产机组可通过“以热定电”优先出清，但也仅在部分高峰时段抬升了价格水平，未改变整体价格水平。

  这次试结算，发电侧共让利18.4亿元，售电公司获利9.2亿元，全市场仅有1家售电公司出现亏损。由于零售侧合约已提前锁定，现货收益未能有效传导至零售侧，用户侧获利9.2亿元，与售电公司分成比例约为1：1。

  第一次电价闯关引出了一个很有意思的话题，现货交易虽然电量占比不大，但会成为市场主体签订中长期合约的重要风向标。售电公司在盈利的同时逐渐形成“现货必降价”的思维定势，零售用户也对继续降价形成强烈预期，为接下来的盈亏逆转埋下伏笔。受周结算、全月结算的低价影响，售电公司继续看低现货价格，在2021年“长协季”为争取收益不愿签订长协，同时预计全年利润较高也给了用户较大的让利，部分售电公司为争取客户甚至采用了“批零倒挂”的激进策略，期望能在现货市场中找回中长期市场产生的亏损。

  原定于2021年一季度开展的现货市场被推迟，而一季度的市场价格由年度交易的-52厘/千瓦时涨到月度交易的-35厘/千瓦时，高于零售合约价格，售电公司将直面亏损。

  在各方关注下，2021年5月，南方区域（以广东起步）开启了第二次全月现货结算试运行。然而，这一次的市场供需态势发生了根本性逆转，原因是2021年后海外需求开始激增，煤炭天然气等燃料价格开始涨价，承接部分外资、港资企业转移订单的企业用电需求也持续旺盛，叠加气温偏高导致负荷增长、来水欠缺导致西电不足。在气温持续攀升、电力供应紧张、燃料成本大幅上升的背景下，本次试运行全月现货日前出清均价为0.51元/千瓦时，比广东煤电基准价0.463元/千瓦时高约10%，比较为普遍的零售签约价格高出0.1元/千瓦时。从积极的角度看，现货价格的提高疏导了火电购煤成本、一定程度上提升了电力保供水平，但也彻底打破了售电公司此前对现货的“美好期待”。5月参与现货的159家售电公司中有134家产生亏损，亏损面达84%，合计亏损5.17亿元。

  一旦现货降价售电公司就巨幅盈利，现货涨价就巨额亏损，表明了现货价格风险并未从售电公司有效传导至零售用户。在零售市场中，广东电力交易中心设计了一口价、月竞分成以及收取服务费等多种零售合约模式，但售电公司竞争激烈，为了争取客户、便于客户理解、便于计算收益，大多采用一口价方式与客户签约。现货价格下跌与上涨的收益风险均由售电公司承担，形成风险敞口。

  这次价格闯关提醒相关各方市场红利与风险并存，促进了零售侧穿透合约的普及，推动了广东电力市场走向“绝对价格+现货”的顺价模式。

  第二次闯关期间还有一个讨论插曲。在一次主管部门组织的现货研讨会上，有声音认为独立售电公司抗风险能力差，未来只有大体量、优信誉的售电公司才能活下来。铁索连环比一叶轻舟更适合渡江吗？市场不相信眼泪，适者方能生存，究竟何种经营模式更适合售电公司，还需要在市场竞争中检验真伪。

  在第三次闯关之前，必须提到2021年下半年在电煤价格高涨下发电企业的担当。据了解，某央企发电厂为了保供电，四台百万容量超超临界机组全部运行，以当时接近3000元/吨的煤价计算每天亏损2000万元。由于长协签订时并未充分预料到一次能源价格巨变，发电侧收入相对固定，而电煤成本居高不下。

  这种情况下是否应该重启现货市场？在历经5次短周期结算试运行后，从2021年11月起南方区域（以广东起步）电力现货市场迎来了高光时刻，一口气开启长周期不间断结算试运行并持续至今。长周期试运行充分吸纳了此前试结算的经验与教训：在价格形成机制上，借着“1439号文”电价新政这股“东风”，广东推动市场由价差模式全面转为顺价模式，市场主体可在燃煤基准价上下20%范围内签订购售电合约，批发交易价格累加输配电价、基金附加等得到用户侧电价，燃气发电成本补偿由全体工商业用户公平承担；在现货风险管控方面，建立了现货市场报价上限与一次能源价格的联动机制，并要求售电公司和用户签订零售合同时，要包含不少于10%实际用电量比例的价格联动条款，畅通了燃料市场、批发市场、零售市场的成本疏导链条，分散了电力供需形势剧变导致市场主体产生巨额盈亏的风险。

  2021年11月，国家发展改革委、国家能源局印发《售电公司管理办法》，要求对连续3年未开展售电业务的售电公司启动强制退出程序。2022年6月，广东电力交易中心将266家售电公司清理退出电力市场，规模超过广东售电公司总数的一半，2023年8月再次清退28家售电公司，并限制了91家售电公司的交易资格。至此，在广东省活跃交易的售电公司仅有不到200家。售电公司的集中退市代表市场正逐步趋于成熟、冷静，如何适应复杂多变的电力供需形式、如何在低买高卖外寻找商业增长点将是售电公司面临的新考验。

  回顾广东三次电价闯关的经历，可以看到南方区域（以广东起步）电力现货市场建设生动诠释了“摸着石头过河”的改革精神，在不断的实践探索中边试边改。2023年10月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，要求有序扩大电力现货市场建设范围、加快区域电力市场建设，广东将为南方区域电力市场乃至未来全国统一电力市场建设输出宝贵经验。

  一是需要重视现货价格对远期决策的指导作用。现货比例虽小但影响深远，目前电力市场缺乏远期价格发现工具，导致现货价格对于未来决策具有很强的引导作用。现货市场具有机会成本驱动、决策着眼当下等特点，这就决定了短时现货价格一定程度上受非理性因素影响。同时，在短周期结算试运行阶段，受边界条件与市场机制变化等因素影响，现货价格可能与各方预期偏离较大。因此，要动态看待现货的价格信号作用，设计合理的价格应用机制，在市场培育的同时逐步放大现货价格在未来预期中的角色。

  二是需要正确认识中长期合约的风险防控作用。电力远期价格受一次能源、经济走势、负荷需求、气象及水文等因素影响，在年为周期的时间尺度上难以准确预计，中长期交易时若未能充分认识电力成本变化的不确定性，受短期价格信号影响做出非理性决策，将使中长期合约失去收益锁定及风险防控作用。广东历年长协签约期间均出现过市场主体决策受短周期结算现货价格催动的预期与一次能源不确定性叠加的情况，最终把价格波动在中长期市场中放大，造成收益大起大落的结果。因此，市场主体要重视中长期合约的“压舱石作用”，以长远眼光合理确定签约比例与签约价格，并建立与一次能源联动的中长期合约价格机制。

  三是需要做好“平衡”和风险兜底，循序渐进、因地制宜推进改革。《置身事内》一书提到在社会经济发展中应理解“发展的目的不等于发展过程”，建设电力市场时同样需要重视这项原则。在市场建设起步阶段，相较机制是否“完美”，应该更为重视机制是否“完善”，起步阶段的改革，也不应把所有人都推至对立面，要循序渐进、因地制宜推进改革，统筹考虑平衡市场各方利益、平衡短期效益与长期影响。广东电力现货市场试运行过程中设计的电源侧变动成本补偿、零售侧价格穿透等利益平衡机制，均是对这一思路的有益实践。在南方区域电力市场起步阶段，更需要结合实际制定省内及省间的限价、收益调节措施，给市场兜住底，减少价格风险对各方的冲击。