广东电力交易中心2月27日发布的《广东电力市场2019年年度报告》（以下简称《报告》）显示，2019年，广东电力市场累计结算电量规模1958.6亿千瓦时，同比增长26%；降低社会发电成本13.5亿元，累计节约用户用电成本78.4亿元；平均成交价差-40.2厘/千瓦时，平均度电成本0.43厘；节省煤耗169.1万吨，减少二氧化碳排放449.9万吨。
《报告》显示，截至2019年底，18100家市场主体获得市场准入资格，比上年底增长87.6%，10752家参与市场交易。其中，获得准入的市场主体中，售电公司436家、发电企业95家（含核电及退役机组）、大用户776家、一般用户16793家，分别同比增长5.8%、9.2%、0.4%、100.5%。
中长期电力市场方面，2019年，广东累计交易2149.4亿千瓦时，市场电量1958.6亿千瓦时。其中，年度双边协商、年度集中竞争、月度集中竞争总成交电量1950.3亿千瓦时，同比增长24.1%，平均成交价差-40.2厘/千瓦时；二级市场，发电合同转让总成交电量199.1亿千瓦时，平均成交价格325.5厘/千瓦时。
零售市场方面，截至2019年底，实际参与交易的售电公司共134家，各类售电公司市场占有率和获利占比明显分化。参与交易的电力用户共10533家，其中10530家通过售电公司代理，占99.97%。
《报告》指出，2019年，供给侧结算让利78.8亿元，按结算市场总电量算平均价差-40.2厘/千瓦时；用户（含批发市场用户和零售市场用户）净收益66.9亿元，按结算市场总电量算平均价差-34.2厘/千瓦时；售电公司净收益11.3亿元（其中价差电费11.7亿元，考核费用0.4亿元），按结算市场总电量算平均价差-5.8厘/千瓦时。
据了解，南方（以广东起步）电力现货市场在全国率先开展结算试运行，委托电规总院作为第三方中立机构，开展国内首个电力现货市场第三方评估。同时，分别开展了两轮按日结算试运行和一轮按周结算试运行，累计试运行13天。
针对2019年三次现货结算试运行的实际操作中存在的问题，《报告》指出，建立市场阻塞盈余分配等机制，实现了试运行的结算资金平衡；建立电源侧成本补贴机制，在辅助服务交易、固定成本回收等机制尚不健全的条件下，实现燃气等高成本机组与常规燃煤机组同台竞价。
售电侧方面，2020年平衡结算机制，在年度价差合同转为绝对价格结算的试运行过渡阶段，避免了售电公司因用户目录电价差异产生结构性亏损；建立价差中长期曲线分解机制，统一采用历史曲线分解的方法，避免了试运行期间售电公司曲线分解不准引起的亏损，为市场主体逐步过渡适应现货市场提供了保障。
对于现货试点和电力市场化改革，《报告》指出，广东电力市场面临计划与市场两种管理模式并存、计划电价与市场电价相互作用、降电价与建市场需统筹兼顾、全社会发电成本需合理分摊等一系列深层次问题，随着市场规模进一步扩大，市场建设的工作局面愈发复杂。
