广东现货市场日前均价为505.72元/兆瓦时，实时均价为551.99元/兆瓦时；现货市场交易价格与燃煤电厂基准价相适应且相对平稳。
广东现货市场发电侧日前加权平均电价为0.7482元/千瓦时，广东多数地区高峰时刻日前节点电价超800元/兆瓦时，如图2所示。日前市场成交价最高为1.2299元/千瓦时。这个价格虽然较高，但是并没有触及1.5元/千瓦时的价格上限，更没有反映稀缺电力的价值如用户单位度电经济增加值。
广东电力交易中心发布《关于暂缓执行价格限制相关条款的通知》，决定暂缓执行原来设置的现货电能量报价上限和二级价格限值条款，希望产生准确的电力价格信号，引导用户侧调整用电并传导上游压力。尽管这种调整并没有充分反映现货市场价格规律，但是，却突破了目前国家和各省份对现货市场最高价格的心理线，为现货市场发现价格提供了更好的条件，探索了市场化电力保供机制。既然需求响应削峰补偿最高可达4.5元/千瓦时，为什么现货市场价格上限不能设置为4.5元/千瓦时甚至更高？享受需求响应补偿的用户本身就是高峰负荷的责任主体，应该承担相应的成本和执行更高的电价。针对目前的电力保供问题，要按照“现货市场或电力市场优先，需求侧响应补充，节约用电助力，有序用电保底”的原则执行。
设计基于典型情景价格测算的市场监管制度
如果放开现货市场和中长期市场价格，政府可能担心发电企业都会按上限报价。目前中长期市场就是这样，发电企业都按上浮20%报价。首先，更大范围的价格上下限不会必然地导致市场主体特别是发电企业获得超额收益或损失。国外电力市场一般没有价格下限，价格上限往往达到批发市场平均价格的百倍甚至数百倍，而且发电企业一般都是私有企业，却并没有出现发电企业获得超额收益的系统性问题。事实上，自电力市场改革以来，发电企业整体和多年都处于亏损或者微利状态。如果发电企业不是国有企业，目前的电力市场可能已经被迫中止，因此，至少目前市场不存在发电企业合谋报高价获取超额收益的问题。既然国外市场势力监管机制等可以较好地解决这个问题，我国发电企业是国有企业，政府对经济管理和控制的力度大，应该能够更好地解决这个问题。
其次，要进行典型情景的现货市场价格测算。现货市场情景不同，如市场供求平衡状态不同，发电成本结构不同，系统负荷特性不同，用户响应机制不同等，会有不同的价格形成机制和定价结果。比如，在正常供求平衡状态下，可使用会计成本定价，而供求不平衡状态下则需要以用户或者发电机组的机会成本定价。两种价格形成机制产生的定价结果差异很大。通过对可能出现的典型情景的价格形成机制与定价结果进行测算，能够为有效的市场监管制度设计提供科学的依据。目前我国现货市场没有开展相关工作，全年现货市场价格只有一个上下限，不能适用细分时间节点的价格监管，有些典型情景价格上限明显偏低，有些情景价格上限又偏高。
