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广东电力交易中心近期发布《关于开展南方（以广东起步）电力现货市场2021年11—12月结算试运行的通知》，标志着广东时隔5个月重启电力现货结算试运行。其中，11月1日燃煤机组日前成交价为0.8345元/千瓦时，较基准价高出80%。
（来源：微信公众号“中国能源报”ID：cnenergy 作者：赵紫原）
广东是全国首批8个电力现货试点省份之一。自2018年南方（以广东起步）电力现货市场在国内率先启动试运行，业内就将广东电力现货市场建设看作“风向标”。作为本轮电改的“领头羊”，广东电力市场经历了从日结算、周结算、月结算，再到长周期结算，为现货市场建设提供了诸多可借鉴的经验。
业内人士指出，2021年的广东电力市场是全国电力市场发展的典型缩影。年底将至，在2022年中长期签约即将启动的背景下，广东电力交易中心发布了《关于开展2022年度交易及合同签订功能测试的通知》，再次先行先试。
承压
燃料成本居高导致发售亏损
去年12月初，湖南省发改委发布《关于启动2020年全省迎峰度冬有序用电的紧急通知》，启动有序用电。随后，江西、浙江、内蒙古等省区相继限电。同时，国家发改委、国家能源局发布《关于做好2021年电力中长期合同签订工作的通知》，要求各地政府主管部门、电力企业、交易机构要高度重视2021年电力中长期合同签订工作，并强调“充分发挥电力中长期合同的规避风险作用”。
“当时各个市场主体，包括政府在内，都认为拉闸限电只是突发情况，忽视了背后释放的供需趋紧信号。”广东某售电公司人士称，“因此各地仍以供需相对宽松的基本面签约了中长期合同。”
今年上半年，电力供需趋紧形势逐渐显露，已签订的中长期合同与实际供需错配愈发明显，广东电力市场发、售明显承压。长沙理工大学教授叶泽表示，今年以来，煤价累计上涨幅度较大，中长期交易电价已低于单位电量燃料成本，煤电企业正常经营受到较大影响。
今年5月，广东开始现货市场结算试运行，电价始终在高位运行。上述广东售电公司人士表示：“现货市场是反映真实供需的‘晴雨表’，因燃料成本高企，发电企业无利可让，同时售电公司批零倒挂亏损严重，通过中长期合同向电厂买入的批发电价高于其卖给用户的零售电价。只准降价不可涨价的市场机制备受诟病，同时政府实施行政干预，要求发电侧报价最高不得超过0.7元/千瓦时。”
破局
还原电力商品属性
三季度，广东发、售成本依旧高企。广东电力交易中心发布的2021年6—9月月度交易集中竞价结果显示，发电侧让利为-19.1厘/千瓦时、-18厘/千瓦时、-2.5厘/千瓦时，最终跌至0价差。
今年7月，广东售电公司联名向相关部门提出与用户重签中长期合同的请示，提高价格或者要求用户分担价格上涨的部分成本。“当时政府并未同意，燃料价格上涨压力仍然由发、售承担。”广东售电公司人士说。
“发电、售电、用户这‘三碗水’不可能人为端平，供应侧成本上升的压力充分暴露了计划体制的弊端。资源配置的决定权还应交给市场，才能真正‘救火’。”该人士坦言。
第四季度，广东电力市场迎来转机。10月，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（以下简称《通知》），广东省以此为依据，发布《关于抓紧做好广东电力市场年度未执行合同换签等有关工作的通知》《关于进一步深化我省电价改革有关问题的通知》，明确取消工商业目录销售电价，将成本传导至用户。
中嘉能首席交易官张骥表示，新政发布后，广东省月度竞价一改持续了6年的价差模式，变为绝对价格模式。“11月月度竞价成交量大幅跳水，三个交易品种成交额之和仅1.83亿千瓦时，从十亿级别跌至亿级别。同时，集中竞价供需比创新低，发电侧将电量押宝在现货市场。”
中长期合同变更和多项政策让用户应接不暇。“用户方面，广东本次现货试运行考虑了历史签约问题，将超额费用全部传导给电力用户，所以售电公司在现货市场操作的余地并不多，原来日前实时申报的套利也被限制在20%以内。”上述广东售电公司人士透露。
角逐
市场考验真正到来
业内人士认为，随着电力市场化建设驶入快车道，角逐或许刚刚开始。“波动的市场价格和股票一样，售电公司能否正确研判市场、抵抗市场风险，到了显示真本事的时候。2022年中长期合同签约季近在眼前，如何签约考验各方智慧。”
广东如何签约新一年中长期合同？一位业内专家指出，发电侧很难预测燃料成本，但上游燃料市场的仓位和行情对下游电力市场有直接影响，燃料市场的价格信号依然不稳定不可靠，要特别重视这一因素。“除了燃料成本，逐步趋紧的碳排放约束和碳成本传导压力，恐怕才是真正的挑战。”
上海电力大学教授谢敬东告诉记者：“保供形势下出台《通知》，说明深化电力体制改革才是唯一的‘解药’。《通知》出台背景虽显苦涩，但《通知》本身起到了强大的推动作用。”
谢敬东表示，电力市场价格浮动幅度变大，意味着风险增加。对煤电企业而言，短期看可缓解经营压力，长期看，参与市场要比躺在计划体制的温床里要求更高。“当前还是要改变规则先行、配套机制后上的做法，要坚持市场建设和市场治理并重，在推进电力市场建设的同时，加快推动电力市场治理现代化建设。”
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