“-19.1厘/千瓦时、-18厘/千瓦时、-2.5厘/千瓦时、0厘/千瓦时……”广东电力交易中心日前发布的2021年6—9月的月度交易集中竞价结果显示，发电侧让利持续走低，最终跌至0价差。

　　据了解，按交易周期划分，我国电力市场可分为中长期市场和现货市场。中长期市场以多年、年、月、周为交易周期形成交易合约。其中，电力月度交易，是中长期交易的一种组织形式，可看作年度长协外的增量部分用来“补仓”，甚至还可以再细化至周；现货市场聚焦日以内的交易，分为日前市场和日内市场。

　　公开信息显示，自5月广东电力现货结算试运行以来，广东现货市场价格始终处于高位运行状态。广东电力市场“风波”从5月持续至今，售电公司批零倒挂、发电企业成本高企备受关注。在电力供需收紧的趋势下，业内对电力还原商品属性的呼声更为迫切。

　　发电侧已无利可让

　　根据交易申报通知，广东电力市场9月集中竞价需求电量为45.3亿千瓦时，实际成交量为36.54亿千瓦时，需求方成交比例为80.71%，需求比为0.81。

　　中嘉能首席交易官张骥指出：“这是广东电力市场首次出现供小于求，可见发电企业参与月竞的兴趣已逐渐低迷。换言之，发电侧已无利可让。”

　　目前，广东省发电企业依旧处于“卖多亏多”的处境，承受成本倒挂压力。中国电煤采购价格指数（CECI）编制办公室9月6日发布的《CECI指数分析周报》显示，港口库存持续降低，电煤价格高位坚挺。其中，CECI沿海指数5500大卡、5000大卡综合价分别比上期上涨20元/吨、13元/吨。8月份5500大卡、5000大卡月度综合价为1053元/吨和829元/吨，分别比7月份月度综合价上涨129元/吨和43元/吨。

　　张骥指出，据国际JKM天然气指数，最新天然气现价为18.075美元/百万英热，折合接收站进口成本人民币价格涨至6500元/吨左右。“目前对广东省内天然气电厂的具体影响未知，但使用进口气的气电厂难以回避涨价。”

　　售电公司难承其重

　　发电侧成本倒挂严重，月竞能否涨价？假设广东某月月度集中竞价统一出清价差为-39.3厘/千瓦时，即发电侧让利-39.3厘/千瓦时，此为售电公司批发价，减去零售价-30厘/千瓦时，9.3厘/千瓦时即为售电公司收入，此收入不包括售电公司的营销成本和管理成本，0价差意味着售电公司批零倒挂更为严重。

　　广东某售电公司人士表示：“自8月出现-2.5厘/千瓦时价差，售电公司对9月月竞的‘心理价位’已无限接近0。月竞价差变为正数，售电公司更受不了。”张骥指出，在9月实操中，买方已经“放弃了挣扎”，售电公司最高和最低成交价均为0，交易申报电量也略低于需求申报电量，表明已有电量不参与月度交易。

　　据了解，吃价差是目前几乎所有售电公司唯一的生存模式。售电侧放开伊始，售电公司一度以“暴利差价”为生，发电让利一度以“毛”计价，从分利收缩至以厘为单位让利，售电公司如何生存？

　　上述人士指出：“‘蛋糕’只有一口，你吃了我就没了，价差模式造成了电力用户、售电公司和发电集团的零和博弈。纵观近几年电力市场概况，参与主体不禁要问，市场仅靠单边降价能持久吗？所谓改革成效大多是信息不对称和发电侧单边让利的结果，对电网体制的改革微乎其微，从开展顺价模式交易的量便能管窥一二。

　　逐步还原电力商品属性

　　“现货市场信号由市场供需正常发现才能被预测；中远期交易品种要充分流通才能反映市场普遍预期，同时有高流动性的中远期产品才能带动信息数据分析单位为市场服务，以此准确地发现价格信号。这对大规模的商品市场来说是至关重要的。”业内人士蒋某指出，目前我国电力市场建设尚不具备这些条件。

　　蒋某表示，其实价差模式与否，只要目录电价还在，用户都会去对比。只有逐步取消目录电价，才能释放市场潜力。“归根结底，整个社会包括政府和用户，都没达成‘电是商品’的共识。煤是商品、油是商品，煤和油可以涨跌，没有目录煤价，都有期货，但是电不可以。”

　　蒋某指出，建议政府逐步取消目录电价，对于符合市场准入条件但未进入市场的用户实行保底电价，激励用户进入市场，零售市场使用绝对电能量价格，让市场真正抛弃目录电价这个参照物，才有可能真正实现有涨有跌，进而长期有效地传导价格。

　　上述售电公司人士指出，能源转型带来的电力系统结构以及成本分布的不确定性，要求市场主导者必须破除短期静态思维，以开放的心态，真正把资源配置的决定权交给市场，接受市场价格的波动和市场主体的盈亏，如此才可能长久推进电力市场发展。