近日，我国首个区域电力市场——南方区域电力市场转入正式运行。历经一年多连续结算试运行，这套市场机制经受住极端工况考验，从试点探索走向制度成型，成为全国统一电力市场建设的标志性成果。但前不久，广西9家售电公司联名发出“求助函”，预判全年行业亏损将突破50亿元，呼吁政府出手救市。广东、云南、贵州等地也出现不同程度的售电公司亏损情况。改革向前，为何经营主体喊疼？一张“成绩单”和一封“求助函”，恰是观察电力市场化改革的一扇窗。
南方区域电力市场，堪称当前世界上最大、最繁忙的“电力超市”。其覆盖粤桂滇黔琼五省区，注册经营主体突破29万家；今年前9个月累计交易电量接近9000亿千瓦时。曾经横亘在各省之间的行政壁垒被逐步打破，煤电、水电、核电与风光新能源同台竞价，跨省输电通道使用权交由市场公开竞争。价格信号真正跨越省界自由流动，将西部富余电力与东部负荷中心紧密连接。
一年多实践下来，区域新能源利用率稳定保持在95%以上，跨省区调节资源规模较2021年扩大5倍。这一系列数据足以证明，跨省区市场化配置电力资源的道路完全走得通。审视售电行业盈亏，必须立足改革大局，不能只盯着短期企业得失，忽略统一大市场建设的长远价值。
市场有涨落，主体有盈亏。面对超预期亏损，售电企业可以如实反映行业共性难题，但不能把经营风险转嫁给政府财政。售电公司是电力市场化改革培育出的新型主体，正是众多多元主体的加入，才打破了过去电力统购统销的传统模式，激活了电力交易链条。但也要清醒看到，一个近30万经营主体同台竞争、电价不断变动的现货市场，天然具备优胜劣汰的筛选功能。自负盈亏是市场准入的基本前提，也是市场经济的重要特征。如果企业经营一遇挫就寻求财政兜底，不仅会扭曲电价信号，还会挤压普通电力用户的利益，最终动摇整个市场体系的根基。
深度剖析亏损成因，不能简单用“市场行情不好”一语带过。本轮行业大面积亏损，是多重因素叠加的结果。一方面，极端天气频发、海外地缘政治冲突、新能源高比例并网，让电价的不确定性大幅抬升；另一方面，大量售电企业陷入同质化低价抢单的内卷，风险对冲工具不足、合同精细化管理能力薄弱，进一步放大了经营损失。更关键的变化在于，过去依靠省间电价差、信息不对称赚取差价的时代已经落幕。售电行业正告别简单“低买高卖”的中间商模式，转向风险管理、能效服务、碳资产运营等增值业务。亏损表面上是价格波动造成的，本质上是旧商业模式与全新现货市场不相匹配。
面对行业阵痛，政府须守住改革边界。政府的职责，是筑牢市场制度根基：统一交易规则、保障信息公开透明、完善信用监管与履约保障，搭建价格风险监测体系，做好极端行情压力测试，同时建立困难企业有序退出机制，守住用户供电稳定的底线。行政干预绝不能越位，既不能草率划定固定价差、强制撮合交易，更不能因为局部行业阵痛就放缓市场化改革步伐。划定政府监管清单、市场风险清单、企业责任清单，政府守住权力边界，市场才能形成稳定预期，企业才能安心开展长期经营。
电力市场化改革深入推进，也倒逼售电公司重新校准自身定位，完成从价差中间商向综合能源服务商的角色转型。随着现货市场全面铺开，单纯依靠买卖电量赚取差价的盈利空间将持续萎缩。未来的售电主体，应当成为电力用户的专业代理人、电价波动的风险管理者、源网荷储协同的组织者。深耕负荷管理、需求响应、绿电绿证交易、储能运维、节能降碳等增值业务，用专业能力对冲价格波动，才能在激烈的市场竞争中站稳脚跟。
电力市场化改革也没有稳赚不赔的入场券，但始终为所有经营主体敞开“公平竞争”的通行证。守住市场纪律、完善风险机制、推动主体转型，让能者生存、劣者有序退出，政府守好制度底线，用户收获更低成本、更稳定的电力保障，全国统一电力市场才能在不断化解阵痛中一步步走向成熟。
