数字储能网讯：2026年4月，广东现货电价快速抬升，据估算在年度长协均价约372.14元／兆瓦时、部分实时价格接近1000元／兆瓦时的情况下，月售电量1亿千瓦时的中型售电公司，单月亏损可能达到百万。当批发侧价格上冲、零售侧合同已经锁定，交易员需要同时处理的，除价格预测外，还有合同能否撑住、履约担保是否充足、客户是否会转投保底售电、亏损能否在组织内部解释清楚，每一项都是真实的压力。市场价格一旦剧烈波动，下一轮客户谈判通常会迅速收紧。交易员做的是定价决策，承受的却常常是上一次亏损留下的追责压力。

类似的场景在中国电力市场里反复出现。某省新能源企业在“报量报价”模式推行后，多家公司的操盘手得出不参与现货，收益反而更稳。发电集团区域营销公司年初保守锁量，等到季度考核排名落后再激进翻盘，年末又集体收缩。整个过程里，价格判断是次要的，组织压力才是主线。研究电力交易行为不能只看单次报价的对错，还要看组织怎样塑造交易员的判断和行动边界。

市场变了，行为模式还在

截至2025年9月，省间现货市场和山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江现货市场转入正式运行；截至2025年底，省级现货市场连续运行基本全覆盖。国家能源局2026年1月披露，2025年全国电力市场交易电量达到6.64万亿千瓦时，占全社会用电量比重达到64.0％。

市场参与者的规模也在快速扩张。截至2025年底，全国注册售电公司约5288家，代理超过70万家电力用户，零售交易电量占市场化交易电量约六成。这些公司里，多数仍靠经验决策，报价工具以Excel为主。

参与者更多了，规则更复杂了，但报价行为里的保守倾向、跟随倾向和事件后的过度收缩，反而比以往更清晰可见。这些行为背后有心理机制，也有组织机制，两者往往叠在一起很难单独拆开。

四类行为模式

保守报价

赚了没有额外奖励，亏了要追责。这个结构在中国电力交易组织里相当普遍，尤其是国有背景的发电企业和省级营销公司。国资委经营业绩考核体系以防止国有资产流失作为底线，对重大亏损和违规事件有明确的扣分机制，对“放弃机会成本”少惩罚。

在这个框架下，一个交易员因独立判断失误而亏损，后果是显性的、可追溯的；他选择保守报价，错过价差收益，代价是隐性的、难以量化的。行为心理学里有个反复被验证的发现，人对等量损失的厌恶程度，大约是对同等收益满足感的两倍。放在电力交易场景里，这个规律的直接体现就是交易员会把规避亏损排在争取收益前面。

跟随报价

在日前市场里，各家主体的报价习惯会通过复盘分析、行业交流、数据积累逐渐形成隐性共识。行业龙头发电集团的报价习惯、某个价位区间的频繁成交规律，都可能成为中小主体的参考锚点。

跟随这些参考走，有一个现实的组织逻辑，出错了可以说“大家都这么报”，独立判断出错则很难解释。国家能源局2025年12月的市场违规通报提及协商约定申报量价、统一市场策略等问题。这些现象的形成除了主观的协调意图，也有更深的问责逻辑在推动，集体的错误比个人的错误代价更低，跟随比独立更容易在组织内部获得理解。

当行业龙头、区域主力电厂或同类售电公司形成相近报价后，后进入报价的人往往会降低独立判断的权重。行为经济学把这种顺序跟随称为信息瀑布。

亏损后战略收缩

2025年山西1月出现批零倒挂，2月进一步扩大至约17厘／千瓦时。国能日新的案例数据显示，这段时间部分售电公司出现持续亏损。事件发生后操盘手调整的不只是报价策略，还有对“正常风险范围”的内心判断。原来5厘的价差被认为足够，事件后开始觉得10厘才算安全；零售合同的保护性条款越来越厚，客户承担的比例越来越高。

每一次重大亏损事件后，整个团队的风险判断基准都会向保守方向移动，而且这种移动往往没有明确的终点。问题在于复盘时没有工具把合理调整和过度收缩区分开来，也没有机制在市场平稳之后帮助团队重新校准。

无风险时放松警惕性

当过去几个季度或者年度没有大的价差冲击，市场参与者就把这种平稳状态默认为常态。没有人被要求去问如果价差突然扩大30％，当前的合同组合会出现什么情况。风险预测在国内大多数售电公司的日常决策流程里是缺失的。等到台风、极端天气或调度指令导致价差急剧扩大，保护性措施才在事后加进合同，循环重启。

组织机制如何固化这些行为

上述四类行为并非偶发，它们在组织的日常运转中被持续强化。

考核周期的效应

月度或季度KPI是发电集团电力营销公司的普遍操作。评估期越短，交易员对每一笔头寸的心理结算就越频繁，对短期亏损的厌恶也越强烈。研究表明评估频率越高的交易环境，参与者越倾向于回避风险，即使长期期望收益明显更优。

更微妙的是考核周期还会制造一个周期性的行为节律，年初保守锁量，年中排名落后后激进追赶，年末又集体收缩。这种规律在发电集团的省级运营数据里能清晰观察到，但很少被纳入策略复盘的分析框架。

风控与复盘失灵的两种形态

风控和复盘机制本应是纠正行为偏差的工具，但在实际操作中，容易出现两类偏差。

第一类是极端情景没有进入风控模型。2021年2月美国得州寒潮期间，FERC（美国联邦能源监管委员会）和NERC（北美电力可靠性公司）联合报告显示，ERCOT（得州电力可靠性委员会）一度实施2万兆瓦轮流限电，超过450万人停电，机组冻结和燃料供应受限是大规模非计划停运的重要原因。寒潮过后Brazos Electric（布拉索斯电力合作社）申请破产保护，ERCOT（得州电力可靠性委员会）就相关结算账单向其追偿约19亿美元。极端天气一旦触发，燃料约束、现货高价、结算账单和履约担保会同时压到交易台上。风控模型若没有提前纳入极端情景，事后很难靠交易员临场判断补救。

第二类是规则型风控与市场运行条件脱节。2022年6月，澳大利亚NEM（国家电力市场）在高价、机组检修、燃料紧张、风光出力偏低等因素叠加下出现异常运行。AEMO（澳大利亚能源市场运营商）披露，累计价格触发300澳元/兆瓦时行政价格上限后，部分发电容量减少申报，AEMO（澳大利亚能源市场运营商）不得不通过指令调出机组。6月15日暂停NEM（国家电力市场）全部区域现货市场，6月24日恢复运行。这个案例说明，固定阈值和价格上下限如果设置不合理，系统需要更多人工干预。售电公司也面临类似问题。止损线、审批线、保供责任和客户合同要放在同一套流程里考虑。规则如果只写“超过某价位停止交易”，没有配套替代采购、客户告知、担保追加和例外审批，执行时就容易把风险推到下一环节。

复盘层面国内大多数售电公司目前仍以结果为导向，赚了就是“判断对了”，亏了归因于“政策变了”。决策依据在报价前没有固化，事后无法追溯，自利归因严重。更关键的缺失是反事实工具，没有细致的复盘，也就无法把运气和判断质量区分开来。

据中国电力报报道，据不完全统计，仅2025年8月至10月，20个省份就有198家售电公司被强制退市，山西曾单日清退27家。退出原因涉及履约能力不足、偏差考核失控、合规问题等多个层面。

在许多交易团队里，基层交易员对风险的感知往往早于管理层。他们看到模型数据异常、合同结构暴露过大，但在层级汇报的组织文化里，把坏消息向上传递需要承担一定风险。如果过去的经验是“报了问题也没用，说不定还会被追问为何没早发现”，汇报行为就会被压制。风险信息出现单向过滤，到达决策层时已是经过层层稀释的版本。这种组织沉默在电力交易场景里并不少见，尤其在国有体制背景下，它构成了行为偏差持续存在的另一层土壤。

从哪里开始改

改善交易行为的方式不需要等待外部监管政策的变化，需要的是企业内部的机制调整。

一是把决策过程记录下来。报价之前把判断依据、预期区间、止损标准写下来。复盘时对着原始记录检验，而不是事后重构理由。这个习惯能让运气和判断区别可见。

二是把盈亏考核和过程质量考核分开。赚了不一定是决策质量高，亏了不一定是决策质量低。考核只看结果会让交易员在市场信号和考核信号之间优先服从考核信号，这个偏差长期积累，比单次亏损的代价更大。

三是把机会成本纳入复盘，让保守选择的隐性代价变得显性。把重大亏损复盘从追责会改成机制修正，需要管理层有意识地重塑会议基调。事后问谁的责任，通常会得到防御性解释；事后问机制哪里失灵了，才有可能得到真实信息。

四是把报价权限、止损线、例外审批的边界写得足够具体。模糊的授权边界会让交易员倾向于选择最保守的解释，明确的边界才能给出真正的行动空间，让积极策略有路径可循。

五是让风控职能从业务条线独立出来。风险官的绩效不能由交易业绩决定，止损触发权和止损执行权不能由同一人掌握。在发电集团省级子公司层面，这一点尤为关键，因为组织体量小、人员兼任普遍，内控形同虚设的结构性风险更高。把风控独立出来，不是增加一个部门，而是给现有的规定配上真正能执行的牙齿。

结语

电力现货市场全面推进，价格信号日趋复杂，对交易组织能力的要求也随之提高。当部分地区负电价时段占比超过10％，以经验和Excel支撑的决策方式已经很难承接这个市场的波动幅度。

交易员的判断力很重要，但它的发挥受到考核周期、授权边界、领导风格和复盘机制的深度塑造。把这些机制条件理清楚，比更换或培训交易员更有效率。电力交易能力，在很大程度上是组织机制的产物。