中国储能网讯：南方区域电力市场于2025年6月28日启动连续结算试运行，截至目前运行平稳有序。在国家发展改革委、国家能源局发布的《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号，以下简称“136号文”）的推动下，南方区域电力市场参与主体规模持续扩大，其中集中式新能源参与度显著提升。截至2025年8月底，南方电网全网共1603家集中式新能源参与现货市场（容量约1.4亿千瓦，占同类型主体比例81%以上）。南方五省区按照“以周为单位、多批次、分散少量”的“小步快跑”原则，有序稳妥推动集中式新能源入市。本期“解市”将先介绍南方区域电力现货市场中报量报价参与现货市场的新能源（以下简称“报量报价新能源”）的出清逻辑，再对经营主体重点关注的典型量价场景进行分类解析，最后提出相关建议。

一、报量报价新能源参与现货出清逻辑

南方区域电力现货市场分为日前市场和实时市场，按照规则中所明确的出清逻辑形成独立的出清结果，其中实时市场结果作为实时发电计划执行依据。

依据《南方区域电力市场现货电能量交易实施细则（2025年V1.0版）》（以下简称“实施细则”），笔者先说明报量报价新能源特有的出清特性，再详细介绍其在两个市场中的出清逻辑与价格形成机制。报量报价新能源参与现货市场的出清流程见图1：

图1：报量报价新能源参与南方区域电力现货市场出清流程

流程关键节点包括：日前市场：D-1日（交易日前一天）向调度机构申报电厂短期功率预测曲线并形成校核带宽，向交易机构申报日前市场预测曲线、申报电能量报价曲线；随后开展日前市场出清（发布日前出清结果）。实时市场：D日（交易日）实时市场计算开始前，向调度机构上传超短期功率预测曲线，采用日前封存的电能量报价曲线；通过实时市场滚动出清，并滚动下发执行实时出清结果。

（一）核心概念

报量报价新能源参与市场出清需依托相关数据，具体定义及规则如下：

1.电能量报价曲线

用于衡量报量报价新能源主体不同出力段发电电能量成本的单调非递减曲线，以新能源交易单元为单位进行申报。

2.日前市场预测曲线

为有效衔接国家“136号文”关于新能源自愿参与日前市场的要求，南方区域已试点允许新能源电厂在交易机构申报日前市场预测曲线。报量报价新能源电厂在区域交易平台上进行申报，后续可有效支撑新能源经营主体自愿参与日前市场。

3.功率预测曲线

功率预测曲线，指新能源主体依据新能源功率预测相关规定，向电力调度机构技术支持系统（即“调度侧系统”）上传的发电功率预测曲线，具体细分为：

Ø 短期功率预测曲线：由新能源电厂在D-1日上传调度机构，目前用于预测D日96个时间点的功率并生成校核带宽。随着现货市场发展，未来日前可靠性机组组合与日前市场分离后，新能源电厂的短期功率预测曲线可用于日前可靠性机组组合计算；新能源主体根据需要自主申报日前市场预测曲线，日前市场采用日前市场预测曲线出清。

Ø 超短期功率预测曲线：由新能源电厂在D日实时运行时刻前15分钟上传调度机构，至少覆盖未来6小时共24个时间点的功率预测曲线，用于实时市场出清。若新能源电厂未能上传超短期预测数据，导致超短期曲线缺失，优先按照“时间由近及远”的原则，依次递补沿用最近一次的预测值。

3.日前曲线校核带宽

在可靠性机组组合与日前市场尚未完全分离的过渡阶段，为避免潜在金融交易意愿对电力系统可靠性产生干扰，影响系统安全稳定运行，需用短期功率预测曲线形成校核带宽对新能源主体申报的“日前市场预测曲线”进行校核。具体为：以该主体日前上传的“短期功率预测曲线”为基准，其±20%的范围即为“日前曲线校核带宽”；若“日前市场预测曲线”超出此带宽限值，超出部分将按带宽限值进行处理。未来可靠性机组组合与日前市场完全分离后，预计校核机制将逐步取消。

4.新能源保障执行下限系数（α、β）

“α、β”系数及其配套机制是实施细则中关于保障新能源兜底消纳的措施。新能源参与现货市场出清的出力下限约束参数界定了新能源在不同市场阶段的“保障执行区间”，两者共同构建新能源“保障执行区间”：日前市场为[0，α×日前市场预测（校核后）]，实时市场为[0，β×超短期功率预测]。但当现货市场调节手段用尽，安全约束仍然无法满足时（例如，断面阻塞严重、系统供需难以平衡等），现货市场出清将进一步调减新能源出力降低至α、β比例以下，以确保电力系统安全。

（二）出清逻辑与价格形成机制

对于报量报价新能源，在出清模型层面，日前、实时市场是基本一致的，两个市场都是以社会福利最大化为目标，采用安全约束机组组合（SCUC）（现阶段实时市场沿用日前市场SCUC结果）、安全约束经济调度（SCED）方法在全天96个时段进行集中竞价优化出清。新能源的优化区间分为两段，在两段内分别有不同的出清特性。

1. 新能源保障执行下限（α、β）到100%功率预测

当新能源出力高于保障执行下限时，现货出清系统会比对主体申报电能量报价曲线，与全部报量报价市场主体比价竞争，价格低的报价段发电。出清价格可由新能源自身报价或其他市场机组竞价形成边际价格后，叠加阻塞分量形成。

2. 0出力到新能源保障执行下限（α、β）之间

当新能源出力调整降低至保障执行下限时，系统安全稳定问题仍未被解决，出清结果可能突破保障执行下限。但出清系统会依据总优化成本最低原则，尽可能减少新能源低于保障执行下限的电量。当该场景产生时，新能源电厂无法定价，只能由其他机组报价（往往已经降至最小出力）形成，一般是一个很低的价格。

此外，值得说明的是，日前市场在准备好所有前置数据后，采用“一次计算得到全天结果”的出清模式，而实时市场计算所采用的数据在持续更新，每15分钟都会出清得到新的结果。出清模式的区别同样导致两个市场的独立性，这也是日前、实时市场出清结果存在差异的原因之一。

（三）出清结果发布

日前市场方面，D-1日日前市场出清完成后，电力调度机构出具运行日的日前市场交易出清结果，按照有关程序通过技术支持系统发布。

实时市场方面，时段t实时市场出清完成后，电力调度机构通过技术支持系统下发出清结果，各发电主体按照滚动下发的出清结果执行。

二、典型案例分析

结合报量报价新能源主体咨询的热点问题，基于前文出清逻辑，对五类典型量价场景进行剖析，明确出清量与申报量偏差的核心原因：

（一）带宽校核因素

基于可靠性机组组合与日前市场未完全分离的现状，带宽校核是保日前市场结果可执行的兜底措施。若日前市场预测曲线超出“短期功率预测曲线±20%”的范围，将被强制调整，具体分两类情况：

情况1：主体申报的日前市场预测曲线小于短期功率预测。以某日日前市场出清结果为例（图2），13:30至14:30某光伏电站日前出清量大于日前市场预测曲线。其中14:00时刻，该电站申报的日前市场预测均值为37兆瓦,而短期功率预测均值为49兆瓦。按0.8倍计算后，下带宽值为39兆瓦，大于申报值。根据规则，该时段的交易侧申报值会被校核至39兆瓦。电厂将按照校核后预测曲线作为每时段最大可发能力参与出清，该新能源厂站在该时段的日前出清结果就有可能大于日前市场预测曲线。

图2：出清量大于申报量案例

情况2：主体申报的日前市场预测曲线大于短期功率预测。由图3可见，13:30至14:30时段存在出清量小于申报量的情况。其中14:00主体在的日前市场预测值为62兆瓦，短期功率预测值为49兆瓦，按1.2倍计算后上带宽为59兆瓦，仍比日前市场申报值要小，根据规则该时段的申报值会被校核至上带宽值59兆瓦。在此情况下，无论其他因素如何变化出清量都不再可能达到交易侧申报量。

图3：出清量小于申报量案例

（二）报价策略因素

主体申报价格不具备价格优势导致未能全额出清。报价高低直接影响新能源在市场化竞争中的优先级，若报价高于节点电价，对应出力段将无法被调用。以南方区域某西部省份为例，当日10:45-15:30所处节点电价为150元/兆瓦时（无阻塞），某主体申报量价情况如表1所示。可看出，当出力大于40兆瓦时并无价格优势，按照购电成本最优原则价格高于40兆瓦的出力段将不会被调用，由此导致出清量的调减（图4）。此时节点电价低于未中标出力段申报价格。

表1：主体申报量情况

图4：报价策略导致出力受限案例

（三）系统安全因素

系统安全是市场运行的根本前提，若存在安全约束越限或电网阻塞，即使新能源报价具备优势，出力也可能被压减，具体分三类情况：

1.消纳压力导致出力压减。以南方区域某西部省份为例，当日日前市场11:00-15:00出清均价已为0元/兆瓦时，达到了现货市场出清价格下限，价格信号反映电力处于供应宽松状态。某报量报价新能源已将全量出力申报为0价（具备价格优势），但仍出力受限。结合图5分析。

图5：消纳困难导致出力受限案例

① 11:00起：现货出清将出力优化至α×预测（α=0.5）即可满足平衡约束，此时出力为22兆瓦；

② 12:00起：消纳形势严峻，供大于求矛盾加剧，即使用尽现货市场调节手段，市场优化空间仍无法实现供需平衡，新能源出清出力只能突破α下限，低至20兆瓦；

③ 14:15起：消纳形势缓解，新能源弃电约束松弛量消除，出力恢复至α×预测以上（图5）。

2.阻塞导致出力压减。某报量报价新能源E站（风电场）节点处在重要断面A送端，灵敏度为1（即E站出力变化1兆瓦，断面潮流同步变化1兆瓦），如图6所示。当日实时市场20:00-22:30时段，由于本地负荷消纳能力不足导致断面A受阻严重，为缓解断面阻塞系统优化限值断面内新能源出力，结合图6与7分析。

图6：断面受阻示意

图7：断面调控导致出力受限案例

① 20:00起：断面A达界但未越限，E站出力在“β×超短期预测至100%超短期预测”区间内被优化调减，从8.9兆瓦降至4.7兆瓦；

② 21:00起：断面A突破达界值，出现越限风险，用尽市场优化手段仍无法缓解，出力突破β下限（β=0.5），低至4.6兆瓦；

③ 21:45起：断面A从越限恢复至达界状态，新能源弃电约束松弛量消除，出力恢复至β×预测以上（图6、图7）。

3.其他安全约束。当其他安全约束越限，同样可能需要新能源进一步压减出力，最低可能压减至0兆瓦。由此带来的报量报价新能源出清情况与以上两种情况类似，在此不再赘述。

（四）预测偏差因素

预测偏差是实时市场出清结果与预测量偏差的核心原因，具体分两类情况：

1．实时与日前功率预测偏差。实时市场出清以“超短期功率预测”为基础，与日前市场的“短期功率预测”无直接关联，且不涉及日前市场的校核机制。若实时超短期功率预测值高于日前校核后预测值，实时出清电量大概率高于日前出清电量；反之则低于日前出清电量。如图8所示，某风电场全天大部分时段实时超短期功率预测值高于校核后的短期功率预测值，那么实时市场出清电量比日前出清电量多的可能性也更高。

图8：实时与日前功率预测偏差导致出清偏差案例

2.实时滚动预测偏差。实时市场出清需在实时运行前完成计算与下发，因此出清所用数据与主体看到的滚动更新数据存在时间差。本时段（T）出清所用的超短期功率预测值，来自上一时段（T-15）对T时段的预测；而主体看到的“滚动超短期值”，是更接近T时段运行时间的预测值（不参与出清计算）。由于两次预测的时间不同，数据存在差异，进而导致出清量与主体预期偏差。以某光伏电站为例，15:00-15:30时段的预测与出清数据如表2所示，其中15:15时刻滚动的超短期预测值为30.5MW，相较电厂上一时段（T-15）向调度申报的T时刻用于出清计算的超短期值20.1兆瓦明显大，导致由主体申报偏差产生的弃电。

表2：超短期预测申报偏差示意

（四）市场机制独立性因素

电力现货市场的日前市场与实时市场本质上是两个不同的市场，是基于不同时间维度的两次独立优化过程。边界不可能严格相等，电力市场日前出清基于次日预测数据（如负荷、新能源短期预测）构建交易框架，而实时出清依据电网实际运行状态（如超短期负荷预测、新能源超短期功率预测或超短期可发功率预测，临时机组特性及实际电网运行状态）进行动态调整。因此实时价格高于日前价格并不意味着实时出力一定高于日前出力。仅在单一市场内，报价、出清价、出清电量存在严格逻辑关系：无电厂自身约束及电网安全约束时，出清价格大于等于出清电量对应本段报价，且小于下一段报价。

三、有关建议及思考

结合前文对报量报价新能源参与南方区域电力现货市场优化出清逻辑的介绍及典型案例的分析，提出以下建议及思考。

（一）进一步优化新能源预测准确率

新能源已成为南方区域电力市场重要的市场参与方。由于日前、实时市场分别以新能源的日前市场预测（校核后）、超短期功率预测为上限开展优化出清，功率预测直接关系到出清量价。因此，建议新能源经营主体不断优化预测模型，提升预测准确性，减少因预测偏差导致的出清量价损失。

（二）优化主体申报策略

由于日前申报量需经过校核后再参与日前市场出清，建议新能源经营主体在交易平台上合理申报交易侧短期功率预测曲线，避免因申报量超过限值引发带宽校核，从而使出清量更加贴近申报意愿。同时，还需基于所在省区清洁能源消纳形势、发电变动成本等因素合理报价，避免因报价策略不当导致的预测量与出清量不匹配的情况。

（三）进一步扩大新能源参与优化范围

截至本文发稿，南方区域五省区的现货市场出清价格下限尚未进一步放开，持续扩大报量报价新能源的范围，有利于提升现货市场优化空间，更好保障系统安全。目前报量不报价新能源无法通过市场出清优化出力，可能导致部分时段出现报量报价新能源突破保障执行下限出清的现象。应进一步扩大新能源参与优化范围，推动将报量不报价新能源按地板价申报纳入出清，当系统供过于求时与报量报价新能源共同调减出力，进一步落实公平消纳原则。

（四）提前应对预测偏差考核机制变化

当前南方区域电力市场处于连续结算试运行初期，针对新能源功率预测偏差的管理手段包含“两个细则”与“新能源预测功率考核”两类，除广东外的省区暂以“两个细则”为主。但随着市场进入稳定运行阶段，加强对主体申报准确性的考核将成为必然趋势。建议新能源经营主体提前了解学习现有预测偏差管理规则，并提前建立预测偏差预警机制，降低未来考核风险。

（五）衔接日前市场与可靠性机组组合分离

当前，南方区域电力现货市场处在向日前市场与可靠性机组组合逐步分离的过渡阶段，新能源入市相关衔接机制尚处在逐步测试应用环节。南方总调计划于近期向市场建设联系会提交审议《南方区域电力现货市场日前市场和可靠性机组组合分离实施方案》，有效衔接136文中关于新能源参与现货市场相关要求，推动区域市场持续稳定向好发展。