2022年11月，南方（以广东起步）电力现货市场已连续结算运行一周年。
现货市场建设是我国电力市场化改革的重要一步。2017年，南方（以广东起步）电力现货市场入选国内首批电力现货市场试点，截至2021年5月底已完成五轮现货结算试运行，并于2021年11月起开展连续结算运行。
近一年，广东推动市场从价差模式全面转向绝对价格模式，理顺价格机制，逐步放开发用电计划，将更多用户纳入市场。2023年，广东还将逐步推进新能源参与现货市场和中长期分时段交易，继续扩大市场范围和丰富交易品种。
在国内外能源供需新形势下，电力现货市场保供稳价的作用受到重视进一步凸显。既要保障发电侧成本合理疏导、价格信号有效传递，又要兼顾用户侧承受能力，也成为包括广东在内所有电力市场都面临的挑战。
在大量工商业用户逐步进入市场的背景下，市场主体更为多元，生态更加复杂，对售电侧的监管和对进入市场的海量中小用户的管理成为重要课题。
目前全国首批电力现货市场大部分已进入连续结算试运行阶段，第二批现货试点也普遍开始模拟试运行。现货市场覆盖的区域将逐渐增多，参与者对于市场的期待也正在不断提高。合理价格水平的确定、市场与计划关系的处理、省间壁垒的消除、市场运行风险的防范，这些难题都有待市场设计者去攻克。有广东电力市场化改革深度参与者表示：“尽管市场建设已经进入深水区，但不可能再回头”。
理顺价格机制
现货市场的重要作用之一是发现电力价格信号并使其得到有效传递。近两年，国内能源供需形势发生新变化，自2021年11月启动的广东电力现货市场连续不间断运行，进一步理顺了市场价格形成机制，推动电力市场由价差模式转向绝对价格模式，并实现市场价格“能升能降”，使发电企业燃料成本得以疏导。
价差模式是基于发电侧上网标杆电价和用户侧目录电价建立的价差传导机制，适用于新一轮电力市场化改革初期。2019年5月广东启动现货结算试运行以来，价差模式逐步显现出与现货市场难以兼容的局限性。
2021年10月，《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）（下称“1439号文”）发布，为广东优化市场价格机制提供了契机。
1439号文提出，有序推动工商业用户全部进入电力市场，取消工商业目录销售电价。在此背景下，价差模式已失去应用土壤，价格形成机制全面转变为绝对价格模式符合广东电力市场建设的需求。
在绝对价格模式下，电力中长期市场所有价格均通过顺价方式形成，批发市场形成的电能量价格累加输配电价、基金附加等得到用户侧电价，形成了较为合理的价格形成和传导机制。
近两年，国内煤炭、天然气价格大幅上涨，给发电企业造成较大的成本压力。1439号文提出，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过“基准价+上下浮动不超过20%”形成上网电价。
为疏导发电机组燃料成本，实现电力现货市场可持续运行，在1439号文的指导下，广东将电力中长期成交价格上下限调整为基准价上下浮动20%，实现市场价格“能升能降”。
目前，除部分地调调管的小容量燃气机组外，广东全部煤电和燃气机组均已进入市场。自广东现货市场连续结算运行启动以来，截至2022年10月底，发电侧日前和实时成交总电量中，燃煤机组成交电量均超过80%。燃煤机组和燃气机组报价均价分别为0.605元/千瓦时和0.866元/千瓦时。
针对燃气机组成本较高的问题，广东在燃气机组年度交易价格达到基准价上浮20%的基础上，视气源价格动态调整气机变动成本补偿标准，疏导气源上升成本。以9E燃气机组为例，此前其度电补偿为0.217元/千瓦时，现调增至0.275元/千瓦时，每度电增加0.058元。
同时，广东建立了现货市场报价上限与一次能源价格的联动机制，改变了原来的固定申报价格上限。广东电力交易中心发展研究部王浩浩介绍，目前广东统一设置了燃煤燃气发电机组的现货电能量申报价格上限，通过挑选有代表性的燃煤机组，以其成本价格乘以一定系数，作为两者的申报价格上限，该价格每周滚动更新。
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，“价格发现”和保供稳价作用明显。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。
与此同时，广东通过现货市场偏差结算机制约束发电行为，省内机组非计划减出力容量保持在1.5%左右，处于历史较低水平，保障了电力供应能力。
广东电网电力调控中心副总经理吴国炳曾对媒体表示，2021年11—12月，在一次能源价格持续高位运行的情况下，广东电力现货均价上涨至0.68元/千瓦时，较燃煤基准价上涨近五成，及时缓解了发电侧经营压力，激发发电企业发电积极性。
为在保供稳价的基础上，使发电成本顺畅传导至零售侧，广东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，用户可灵活选择联动月度交易价格或现货价格，其中联动现货价格不得高于一定比例。王浩浩表示，此举一方面增加了零售市场与批发市场的价格联动，让用户感受到电力市场的价格变化；另一方面设置现货价格联动比例，一定程度上控制价格波动程度，逐步培育用户用电价格“能涨能跌”的市场意识。
迎接新用户
2021年11月以来，随着10千伏及以上电压等级的工商业用户逐步进入市场，广东电力市场用户规模迅速扩大。广东电力交易中心数据显示，2022年全省所有工商业用户用电量规模约为5300亿千瓦时，其中进入市场交易约为3000亿千瓦时，注册用户4万多户，比2021年增加了约三分之一。
市场规模迅速扩张，给广东电力市场带来更大发展空间的同时，也增添了零售市场用户管理、风险管控等压力。在此背景下，广东电力零售平台应运而生。
广东电力零售平台是广东电力交易中心搭建的电力市场零售交易平台，目前已进入公测阶段。据介绍，该平台类似一个“电力淘宝”，为用户提供一站式购电服务。具体而言，售电公司可在平台建立“店铺”，提供不同的电力套餐，用户可在“货比三家”后和心仪的售电公司线上签约。同时，交易中心将在平台披露历史电量、成交结果、负面行为等零售交易信息，提高市场的透明度。
广东电力交易中心市场管理部张杰介绍，该平台将零售行为从线下转到线上，一方面将拓宽售用两侧的双向选择渠道，打开售电公司的用户市场，也可降低用户因信息不对称而利益受损的可能性；另一方面，交易中心对交易全流程监控，实现零售交易行为的数字化监管，有效防控零售市场风险。
目前，该平台先对全省10千伏及以上电压等级的工商业用户开放。张杰表示，广东电力零售平台的上线将为更大规模的用户市场奠定技术基础，积累数字化运作和管理经验。按照国家发展改革委的相关文件精神，电网代理购电规模应逐渐缩小。未来，若广东全体低压工商业用户直接进入市场，广东电力市场规模将达到400万户。
售电公司方面，据广东电力交易中心数据，近一年，参与现货日前申报的149家售电公司中，自主申报参与率达到99.5%。
张杰介绍，经过近几年广东现货市场的试运行，售电公司对现货市场规则的认识与运用已较为熟悉，在增加零售套餐的丰富性、扩大盈利空间的同时，对市场经营风险的管控能力也稳步提升。
2021年底广东电力现货市场连续结算运行后，广东全市场用电偏差准确率多数月份稳定在95%以上，个别月份达到99%。王浩浩介绍，售电公司在市场规则的激励下不断提高自身预测水平，用户的小时级历史用电数据向售电公司开放，两大因素共同促成售电公司的市场表现提升。
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》（发改体改规〔2021〕1595号），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，广东电力交易中心将200多家只注册、但不进行实际市场交易的售电公司清理退市。张杰表示，部分“僵尸”公司占用市场资源，不易让市场用户特别是新用户做出最优选择。
为规范市场秩序，广东电力交易中心加强对售电公司的审核。根据《售电公司管理办法》，交易中心每年对售电公司的资产、人员、经营场所、技术支持系统等信息和证明材料进行审核，验证售电公司是否满足持续注册的条件。另外，交易中心围绕售电公司的信用评价、市场交易量等，对其进行评级并公布，供市场用户参考。
张杰表示，零售市场的良性发展，需要售电公司充分竞争，实现优胜劣汰。他认为，随着市场建设的深入，售电公司的信誉、精准判断风险的能力和利用规则制定零售方案的能力将成为用户选择的重要考量。
交易扩围
2022年9月，广东省已就新能源试点参与电力现货市场等方案面向市场征求意见。
根据广东电力交易中心披露的数据，到2022年6月底，广东省风电光伏合计并网装机容量达到2429.9万千瓦，占统调装机容量的14.8%。根据《广东省能源发展“十四五”规划》，“十四五”期间，广东省可再生能源将快速增长，预计新增风电装机2000万千瓦，光伏装机2000万千瓦，规模较“十三五”末期翻一倍以上。
此前，风电、光伏等新能源发电已开始参与绿电交易。数据显示，2021年9月全国绿电交易试点启动以来，广东绿电交易累计成交量达13.3亿千瓦时。随着新能源在电力系统中的比重不断增加，以及用电侧保障性购电规模的持续减少，推动新能源发电提高市场化程度、进一步参与现货市场交易成为应有之义。
根据广东新能源试点参与现货市场交易方案的征求意见稿，广东提出试点开展新能源发电主体参与现货市场交易，建立健全价格形成和偏差结算等机制。征求意见稿显示，初期拟试点选择省内220千伏及以上电压等级的风电、光伏发电企业参与，后续逐步扩展至110千伏电压等级的集中式风电、光伏发电企业。
在交易机制方面，现阶段新能源发电主体拟按照“基数电量+现货偏差结算”的机制全电量参与现货市场，初期将新能源发电主体实际上网电量的90%确定为基数合约电量，后续将逐步推动新能源发电主体参与中长期市场化交易。王浩浩介绍，在交易申报中，新能源按照既报量又报价的方式参与现货交易。新能源可以申报负电价，这是火电机组所不具备的，有助于实现优先出清，优先保障新能源消纳。
根据前述方案，广东计划于2022年第四季度试点开展新能源参与现货市场交易，2023年视运行情况逐步推进满足条件的新能源参与现货交易。王浩浩表示，现阶段广东的主要任务是通过“高比例基数电量+现货偏差结算”机制，搭建、理顺新能源参与现货市场的交易机制，后续再逐步扩大参与范围。
改革挑战
广东电力交易中心相关工作人员表示，通过一年的连续运行，广东电力市场整体平稳有序，风险总体可控，并按照“渐进改善”的原则，对运行中出现的问题不断迭代优化，市场主体的市场意识、风险意识、规则意识也在一年的运行中得到了培育和提升。
但挑战仍持续存在。全部工商业进入市场以后，用户侧规模迅速扩大，而发电侧电网代理购电电源中，西电、大部分的核电等计划电源未按照市场价格结算、尚未进入市场，导致在部分时段发用两侧市场化规模不匹配，计划与市场双轨带来的问题进而产生了市场机组负基数问题。
由于采用“以用定发”的原则，根据市场购电用户用电量确定直接参与交易的市场机组的市场结算电量，在一些情况下会出现市场机组实际发电量小于市场购电用户用电量的情况，最终由计划电源供市场用户（负基数）。在这种情况下，市场机组需要向计划机组购电，相当于承担了这部分不平衡资金。
据了解，2022年5至7月，计划和市场发用电规模不匹配造成广东现货市场在部分时段出现市场机组负基数。
据介绍，负基数已成为当前影响广东电力现货市场平稳运行的重要问题，放开更多电源参与市场显然是一种可行的解决方式。在现有燃煤、燃气机组已全部进入市场的基础上，除了推动新能源进入现货，广东将进一步扩大核电参与市场交易的比例。在南方区域电力市场的建设背景下，还应逐步扩大参与跨省中长期交易的市场主体范围，有序推进西电东送优先发电计划逐步放开，实现计划与市场的有机衔接。
这一尝试正在开始。2022年7月，南方区域电力市场试运行启动，这也意味着电力现货交易将由广东拓展到云南、贵州，最终实现南方五省区的电力现货跨区跨省交易。目前南方区域市场从不结算试运行起步，由广东现货市场与南方区域现货市场独立运行，逐步过渡到五省区协同运行，联合出清。电力市场建设正在走入新阶段。
