10月24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。广东、广西、云南、贵州、海南五省区的煤电、水电、核电、风电、光伏等各类电源，在同一套规则下竞价交易。历经一年多连续结算试运行，全国统一电力市场建设迈出重要一步。
一组数据勾勒出这一市场的体量：今年1月至9月，南方区域电力市场累计交易电量近9000亿千瓦时，占全网售电量比例超过七成；市场经营主体注册突破29万家，最大单日出清电量超过40亿千瓦时。新增售电量中，约四成由新能源提供，区域新能源发电利用率保持在95%以上。
在新能源装机快速增长、电力供需格局不断变化的背景下，区域电力市场正式运行，不仅意味着五省区电力交易规则进一步统一，也意味着电力资源配置开始从更大范围寻找供需平衡。对于新能源而言，市场能否打通跨省交易通道、释放灵活调节资源价值，将成为影响其消纳和收益的重要因素。
从省间交易到区域统一市场，电力资源配置范围扩大
南方区域电力市场正式运行，首先改变的是电力交易的组织方式。
南方区域电力市场启动前，广东、广西、云南、贵州、海南已分别开展省级电力市场建设，省间交易还需要与各省区市场规则和交易机制衔接。区域市场运行后，五省区各类市场经营主体在统一规则下参与交易，煤电、水电、核电、风电、光伏等不同类型电源同台竞价、统一出清定价，电力资源跨省区配置有了更加统一的市场机制。
这意味着，电力资源可以在更大范围内寻找买方和卖方。云南、贵州等地拥有较丰富的水电资源，广东等沿海地区则有较大的工业和城市用电需求。通过区域市场，西南地区的清洁能源可以更灵活地参与跨省交易，满足其他地区的用电需求。
跨经营区交易也在进一步拓展。南方区域电力市场积极与国家电网经营区联动互通，试运行期间跨经营区交易电量达到194亿千瓦时，西南水电、西北风光资源得以跨区域输送，为粤港澳大湾区、长三角等负荷中心提供电力支持。
国家能源局在南方区域电力市场转入正式运行推进会上提出，要进一步加强市场一体化设计，推动跨省与省内市场更好融合，同时加强电力基础设施建设，强化电网网架建设，推动主配微网协同发展。
上海电力大学教授谢敬东认为，南方区域电力市场转入正式运行，不仅是区域市场建设的重要进展，也是全国统一电力市场建设的标志性成果。区域市场通过多元化电能商品交易体系盘活各类资源价值，有助于调动电源、储能和用户侧等不同主体参与市场的积极性。
新能源从“有电可发”到“有市场可交易”
对于新能源行业而言，区域市场建设的重要意义，在于为风电、光伏等电源提供更大范围的交易空间。
随着风电、光伏装机持续增长，新能源出力的波动性和地域分布不均衡问题更加突出。一些地区新能源资源丰富，但本地消纳空间有限；另一些地区用电需求旺盛，却需要从外部购买电力。如何让电力跨越省份和区域流动，成为新能源消纳需要解决的问题之一。
南方区域电力市场今年1月至9月新增售电量中，约四成由新能源提供，区域新能源发电利用率保持在95%以上。这一数据反映出新能源已成为区域电力供应的重要增量，也体现了区域电力交易机制对新能源参与市场的支撑作用。
不过，新能源利用率提升并非单纯依靠市场交易就能实现。电网输电能力、水电等调节电源的支撑、储能配置以及电力调度安排，都会影响新能源消纳水平。市场机制的作用，是通过价格信号和交易规则，让不同地区、不同类型的电源和用户形成更有效的供需匹配。
从更长远看，新能源参与市场的方式也将发生变化。过去，新能源发展更多关注装机规模和发电量；随着电力市场建设深入，发电企业还需要关注不同时间段的电力价格、出力预测、交易策略以及与储能等灵活性资源的协同。
新能源占比提高，也对电力系统的调节能力提出了更高要求。
风电、光伏出力具有间歇性和波动性。当新能源集中出力时，电力系统需要有足够的能力消纳；当新能源出力下降时，又需要其他电源或调节资源及时补位。储能、虚拟电厂以及用户侧可调节负荷，正是补充系统灵活性的重要力量。
南方区域电力市场在试运行期间，已探索调频、备用、爬坡等辅助服务品种与现货市场交互融合，优质调节资源规模较2021年扩大5倍有余。
中国南方电力调度控制中心相关负责人表示，市场转入正式运行后，将进一步打破各类经营主体的品类边界，推动新型储能等更多主体参与现货及辅助服务交易，并逐步扩大需求侧用户参与市场的范围。
这为储能运营商打开了新的市场空间。过去，部分储能项目收益主要依赖容量租赁、峰谷价差等模式，收益渠道相对有限。随着储能参与现货市场和辅助服务市场，未来有望通过调频、备用、爬坡等服务获得更多收益。但不同地区的市场规则、价格水平和调用频率存在差异，储能项目能否形成稳定收益，仍取决于具体交易机制和运营能力。
虚拟电厂也在寻找新的发展机会。华能澜沧江能源销售有限公司市场部主任陈立接受媒体采访时表示，公司看好虚拟电厂发展前景，正在整合内部资源，推动虚拟电厂参与市场交易。通过聚合分布式电源、储能和可调节负荷，虚拟电厂可以将分散的资源组织起来，参与电力市场交易和系统调节。
与此同时，售电公司的角色也在变化。广东淘能科技董事长胡伟恩介绍，依托跨省交易机制，公司通过优化中长期与现货交易组合，实现了较为稳健的经营。随着区域市场正式运行，企业还将进一步优化跨省交易策略，拓展绿电业务，并利用数字化工具提升交易和风险管理能力。
市场“转正”之后，仍需完善价格与调节机制
从连续结算试运行到正式运行，南方区域电力市场已经完成了从制度探索到常态化运行的重要跨越。但市场正式运行并不意味着所有问题都已解决。
随着新能源占比不断提高，电力市场需要更加准确地反映不同时段的供需变化和电力系统调节需求。一方面，新能源发电具有低边际成本优势，但出力波动可能带来系统调节压力；另一方面，煤电、储能、抽水蓄能等调节资源需要通过市场获得合理回报，才能形成持续参与的动力。
因此，除了电能量交易，辅助服务、容量补偿以及用户侧灵活性资源参与机制也需要进一步完善。尤其是如何让储能、虚拟电厂和可调节负荷获得多元化收益，将影响新型电力系统建设的经济性。
此外，区域市场还需要处理好省内市场与跨省市场之间的衔接，完善信息披露、市场监管和风险防控机制。电力市场既要通过价格信号提升资源配置效率，也必须守住电力安全稳定供应的底线。
根据国家能源局10月24日会议部署，南方区域电力市场下一步将进一步完善市场制度和功能体系，加强市场一体化设计，推动跨省与省内市场更好融合，并稳妥有序扩大跨境跨国电力交易，促进电力资源在更大范围内优化配置。
从更大的能源转型背景看，随着风光装机规模持续扩大，新能源消纳的重点正在从单纯增加输电通道和调节能力，转向电网、市场、储能和用户侧协同发力。南方区域电力市场正式运行，提供了一个观察全国统一电力市场建设的窗口。
当电力能够在更大范围内按照市场信号流动，新能源的价值也有望从单纯的发电量，进一步延伸至绿色属性、灵活调节和系统支撑能力。如何让这些价值在市场中得到合理体现，将是区域电力市场下一阶段需要回答的问题。
新京报零碳研究院研究员 朱玥怡
编辑 陈莉
校对 赵琳
