中国储能网讯：2025年6月28日，南方区域电力市场连续结算试运行启动会在广州召开，会上宣布通过4轮次调电试运行和8轮次结算试运行，南方区域电力市场转入连续结算试运行阶段，这是我国首个打破省级行政区划限制实现多省区电力资源统一优化配置的电力现货市场，标志着全国统一电力市场建设取得重大标志性成果。

启动会当日，超过831家电厂和700多家用户参与南方区域电力市场，其中501家新能源场站参与报量报价。目前南方区域集中式新能源场站基本参与电力现货交易。

“跨省区、多类型能源品种同台竞价，市场主体参与活跃，这意味着南方区域电力市场真正跑起来了。”南方总调总经理黄河表示，多轮结算试运行全周期、全场景、全流程验证了市场设计的科学性和市场功能的有效性。

01 统一市场建设提速

2022年1月，全国统一电力市场体系首次提出，国家发展改革委、国家能源局发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）明确，到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行。2024年11月，全国统一电力市场建设优化了时间框架并强化了实施路径。中国电力企业联合会联合多家单位共同发布《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》，明确了全国统一电力市场发展的“路线图”和“时间表”，即2025年初步建成、2029年全面建成、2035年完善提升。

2025年，区域电力市场建设得到进一步重视。

4月，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布的《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2025〕394号，以下简称“394号文”）提出，2025年底前，南方区域电力现货市场要启动连续结算试运行。

国家能源局6月3日召开的南方区域电力市场建设工作专题会上提到，从2002年的5号文，到2015年的9号文，建立真正突破省间壁垒的区域电力市场一直是电力体制改革的重要目标之一。

2004年1月15日，我国第一个区域电力市场曾在东北地区启动模拟运行，一同被纳入试点的还有华东和南方区域市场，但当时均未“探路”成功。总结上一轮电力体制改革的经验，2015年以来的电力体制改革主要以省级市场为突破口推进。

当前，省级电力现货市场已全面铺开，但如何在“省为实体”的财税体系下探索实现全国范围内的能源电力最优配置，仍然是全国统一电力市场要解决的重要命题之一。南方区域电力市场进入连续结算试运行意味着建设区域电力市场的模式再次得到肯定。

在此背景下，京津冀电力市场和长三角电力市场建设也开始加速推进。394号文提出，2025年底前，京津冀电力市场要创造条件启动模拟试运行。2025年6月19日，北京电力交易中心长三角电力市场管理委员会正式成立，将积极推动长三角电力市场建设，持续缩短交易周期、提高交易频次、创新交易品种。

《南方能源观察》曾刊发的一篇介绍长三角电力市场的文章展望，参考已先行启动的南方区域电力市场，预计未来长三角区域也将建成涵盖中长期电能量、现货电能量、电力辅助服务、可靠性装机容量等交易在内的区域统一电力市场，并实现省内、跨省“统一出清、协同运作”。

02 新能源变量“呼唤”区域市场

2017年入选的全国首批电力现货市场试点中，只有广东前缀了区域的名字。国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布的《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》（发改办能源〔2017〕1453号），选定南方（以广东起步）、浙江、山西等8个地区为首批试点，南方（以广东起步）从一开始就肩负着为区域电力市场探路的使命。

南方五省区有着建设区域电力市场的“先天优势”，东西部省份（区）物理网架联通，电源发电特性和负荷特性互补性强，但由于经济发展水平不同，电价可承受能力差异也很大，这也是上一轮改革中东北和华东区域市场建设面临的最大挑战。云南、贵州一度担心，在区域统一出清模式下，广东用户会抢购云南水电、贵州煤电，抬高本地电价水平，影响本地电力供应，广东则担心本地电厂发电空间被压缩等问题。

2020年“双碳”目标的提出，为南方区域电力市场建设增加了新变量，要实现“低碳转型、安全保供、经济效率”三重目标，走区域市场这条路的必要性更加凸显。

近年来，与全国各地一样，南方区域新能源项目大幅投产，随着新能源发电比例逐步攀升，省间电力交互用原有的调度交易模式面临时序、响应速度等各方面的挑战，弃电与局部及部分时段供应不足的问题同时存在。另一方面，各省内部的供需关系也发生了较大变化，传统高载能和新型产业在西部省区快速发展，其对清洁能源的需求大幅增长，单个省份已难以独立解决电力保供和资源配置的难题，需要通过区域市场进行互济调节。

广州电力交易中心副总经理陈玮在第三届（2025年）电力市场发展论坛上表示，南方区域基础条件决定了“建设区域市场”是不二选择，适宜采用最大化市场配置作用的“区域现货统一出清”的一级市场模式，通过全区域主体同台竞价，对全区域发电能力、系统调节能力、清洁能源消纳能力进行集中优化，实现更大范围优化配置效果。

南方总调相关工作人员介绍，南方区域电力现货市场的核心是进行全区域全模型优化，做到“全局最优”。“区域现货是在整个区域的可行空间探寻跨省和省内的共同最优解，理论上和各个省在该跨省边界下计算的最优解一致。”

面对供需平衡变化、新能源出力波动，南方区域电力现货市场可以集中调配全区域资源，实现传统计划模式难以实现的分钟级灵活调节。

以海南与广东联络线为例，由于中长期交易协调周期长，难以满足新能源消纳的快速变化需求，非现货试运行期间海南联网线路潮流基本为零，两省之间无互送电量。

上一轮南方区域电力市场结算试运行期间，联网线路日均交互送电近1000兆瓦时，且呈现夜间海南负荷需求大，广东送电海南，午间海南光伏大发，海南送电广东的特性。例如，在2025年5月10日，海南报价整体高于广东，午间10:30-13:30光伏大发期间，因海南火电发电空间下降，火电出力在低价段，报价较广东机组低，呈现午间海南送广东；其他时段均为广东送海南，基本按通道最大能力输送。

当然，区域电力市场仍然必须直面一省对其他省区的量价影响。曾被认为是全球区域电力市场建设“标杆”的欧洲统一电力市场，也不乏这样的案例。2024年12月10日，挪威南部电价飙升至10挪威克朗/千瓦时，创下历史新高，是否切断与德国、英国等邻国的跨境海底电缆，就成为各方争论的焦点。

为了合理控制区域市场起步阶段省间利益调整过大的风险，南方区域电力市场制定了省间风险兜底措施，并且制定了南方区域电力市场连续结算试运行市场处置预案，形成“一般风险有处置预案、重大风险有处置机制”的工作体系，完善风险监测指标库，健全市场运营机构监测工作机制，常态化开展市场风险监测。

03 技术创新：从引进到输出

电力现货市场机制源于国际实践，现货节点电价理论最早于1988年提出，并在北美、澳大利亚、新加坡等地的集中式电力市场中得到广泛应用。而中国电力市场化改革自2002年启动开始，顶层设计、改革节奏与核心规则都围绕着国家能源发展目标和自身资源禀赋开展。在能源转型背景下，电力市场建设在技术创新方面，已经在某种程度上超过“欧美模版”。

清华大学教授、能源经济资深专家夏清曾在接受《南方能源观察》杂志记者专访时表示，南方区域电力市场的规模、复杂性已经超过美国PJM市场，如此多市场要素一起出清是一个世界性的难题。

我国电力市场出清引擎曾普遍采用进口求解器。但是，即便是被广泛认为最先进的求解器Gurobi也难以满足南方区域电力市场超大规模和复杂程度的出清要求。

2018年初开始，南方电网公司针对求解器“卡脖子”问题提前布局，最终成功研制并常态化应用“天权”电力市场求解器，支撑新能源大规模入市后，精准刻画多主体、多约束、多节点下市场边界，依托该求解器，已实现全域超120万项约束、6000节点全量高效出清。

南方区域电力现货市场投运以来，从与国外求解器双轨运行，到2023年8月“天权”电力市场求解器性能全面赶上，再到2024年正式转为主用“天权”，目前已实现代码全透明，可以根据需求定制化，性能更强，更新迭代更快，异常排查更精准。

据南方总调相关工作人员介绍，目前“天权”电力市场求解器有在向“全球南方”国家推广的计划，同时也具备在欧洲统一电力市场应用的技术基础。

水电“进场”是南方区域电力市场另一大技术难题，全球大部分电力市场并不包括大规模水电，而涉及水电的北欧和巴西，也未设计相应的交易模式。而南方区域中，云南是我国仅次于四川的水电大省，市场建设绕不开水电。区域市场建设过程中从技术经济上厘清了梯级水电上下游电厂出清相互影响的具体原因，保障上下游电厂的合理收益，推动调节型水电参与实时优化，解决了由非市场机组边界不准确导致的市场出清价格结果不合理等问题。