南方区域电力市场转正

“把一条没有现成经验可循的路走通了”

——访广州电力交易中心有限责任公司副总经理陈玮

中国电力报记者 赵坤

作为全国统一电力市场的重要组成部分，南方区域电力市场转正式运行无疑是我国电力市场建设中的又一重要里程碑。南方市场转正当天，中能传媒记者专访了广州电力交易中心有限责任公司副总经理陈玮，他向记者分享和解读了南方市场走过的不平凡的10年。

中能传媒：从启动模拟试运到连续结算试运，再到如今南方区域电力市场转正式运行，对全国统一电力市场建设具有哪些重要意义和影响？

陈玮：国办4号文明确，到2030年基本建成全国统一电力市场体系、现货市场全面转入正式运行。南方区域电力市场转正，正是落实国办4号文的关键一步。全国首个正式运行的区域市场，这个“第一”的价值不仅在于先行一步，更在于在区域电力市场一体化运营这一关键环节上率先实践，把一条此前尚没有现成经验可循的路走通了，并把可复用的工具和实践经验沉淀了下来。其意义主要体现在四个方面：

一是回答了“跨省资源集中优化能不能真正落地”这个核心问题。南方五省区资源禀赋差异大，西部发电资源富余、东部负荷集中，过去省间余缺互济主要靠计划安排和政府间协商，在送电规模、曲线、价格等关键问题上往往协商困难，一定程度影响了资源流动的有效性和灵活性。电力市场建设过程中，各方最初的疑虑是，跨省统一出清在物理上和机制上到底行不行，它会不会影响到各省电力保供？会不会因为价格的改变对东部的发电企业和西部的大工业用户带来过度冲击？——这个问题此前缺乏实践答案。区域现货市场把五省区全主体、全电量纳入统一出清，价格信号第一次跨过省界直接决定机组出力。南方近16个月的连续运行，对此给出了肯定答案。

二是沉淀了一批可以直接复用的制度机制样版。“1+N+5X”规则体系、“中长期市场协同运作、现货市场集中优化”的架构、联席会加管委会的治理模式、全国首个区域级市场管理委员会，以及正式运行方案确立的机制动态优化程序，这都是三年多试错成本换来的成熟经验。这套架构的参考价值在于，它既没有用行政命令强行合并五省区市场，也没有任由各省各自为政，而是在区域层面做增量、在省级层面守存量，通过协商一致的市场机制化解利益冲突。南方已经探索出一条协调成本可控、可复制推广的路径。全国其他区域在推进市场一体化建设时，可以借鉴南方经验，减少从零起步的制度设计成本。

三是打通了多层次、多功能市场衔接这一复杂环节。国办4号文提出，要逐步过渡到经营主体一次性提出量价需求、市场在全国范围内分解匹配的联合交易模式，而这一模式的前提就是跨省跨区与省内、中长期与现货、现货与辅助服务，在参与主体、组织时序、偏差处理等方面必须有效衔接。南方区域电力市场是目前已经完整跑通了D-2安全校核、日前实时统一出清、中长期按自然日连续开市等全流程的多省联合市场，为全国提供了可参考的路径。

四是完成了一次面向新型电力系统的长周期压力测试。近16个月的连续结算，数次跨越了汛枯期交替的季节变化，期间经受了新能源高渗透率运行、水电丰枯转换、节假日低负荷、超强台风等极端场景的重重考验。区域市场一体化运营的情况下，五省区在更大范围内统筹供需、余缺互济，市场抵抗外部风险扰动的韧性明显提升。电力的时空价值逐步彰显，节点电价、分时电价的分化特征日益突出，价格信号对各类资源的激励作用更加精准，在夯实电力保供基础、促进清洁能源消纳方面成效显著。实践充分表明，有效的市场价格信号会最大限度挖掘资源潜力，对安全保供、绿色转型提供更加有力的支撑保障，这也为“十五五”新能源继续大规模接网坚定了信心。

概括而言，南方区域电力市场转正是用一个完整的十年周期，证明了跨省区电力市场可以从“物理互联”走向“规则互通”，从“协商交易”走向“市场出清”。尽管它没有解决全国统一市场的所有问题，跨省跨区与省内交易衔接不够、调节性价值体现够不充分等问题仍然存在，但它证明了关键一步可以迈出。对于仍在探索中的其他区域而言，南方提供的不是一份可以照抄的答案，而是一条已经被验证可行的路径。

国办4号文给出的时间表是2030年，从现在算只剩四年多。南方转正式运行，某种意义上是为这一时间表先行探路。但转入正式运行不是终点，而是把“是否可行”换成了“如何长期可行”。规则稳定性、监管常态化、市场力防控等更日常、更基础的工作，将成为接下来真正开始的考验。

中能传媒：南方区域电力市场的建设之路走的并不平坦和轻松。作为改革的先行者和探路者，南方市场积累了哪些经验或教训？

陈玮：从2016年首笔云南送广东的增量交易，到2022年7月23日启动模拟试运行，再到今年10月转入正式运行，南方区域电力市场已经探索十年。特别是区域现货市场试运行这四年，改革的经验教训主要体现在以下几个方面：

一是改革节奏上坚持小步快跑、分段验证。从2022年7月模拟试运行，到2023年6次调电试运行、首次实现全区域现货实时结算，再到2024年按周结算、全月结算，2025年6月转入连续结算，每个节点都为机制完善留了窗口，始终坚持验证一轮、总结一轮、再推进一步。这样每个环节的风险都放在可控窗口内，市场主体也随市场建设共同成长，逐步建立起规则认知、风险意识和操作能力。改革重在稳扎稳打，关键在于避免反复。

二是规则建设上坚持稳步迭代，用制度确定性稳定预期。试运行初期，我们在规则建设上下了不少扎实功夫。先立规则、再开市场，“1+N+5X”体系就是这样搭起来的：区域层面管住框架和通用规则，省内细则由各省自己落地。规则体系与市场建设节奏相匹配，机制试点成熟一批、纳入一批。规则稳定后，市场主体才有信心作长期决策，价格信号才能更好发挥作用，市场才能平稳运行。

三是省间协调上坚持区域统筹、兼容并蓄。南方五省区资源禀赋、发展阶段、利益诉求各不相同，区域市场不宜“一刀切”。我们坚持区域整体设计，在统一市场架构、统一出清的基础上，充分尊重各省差异，为不同省预留弹性接口，在统一框架下兼容个性化机制。探索优先计划市场化落实机制，确保保障性计划足额履约作为平衡送受端省份利益的重要基础；逐步探索跨省“点对点”交易，从绿电起步，到其他清洁能源逐步参与，有序拓展市场准入范围，为供需双方提供更加直接、精准的交易渠道，努力提升资源优化配置效率；分阶段缩减直至放开省间利益调节机制，让市场价格信号更真实地引导供需。送端有底线收益，受端算得清成本，各方都安得下心，省间市场才走得久。

四是坚持开门办市场、协商建机制，以共商共治凝聚最大共识。好机制不是拍出来的，而是商量出来的。区域市场试运行我们就建立了联席会机制，2024年成立了全国首个区域级市场管理委员会，二者协同发挥市场治理作用，把“谁来定规则、按什么程序改规则”制度化。建设区域电力市场，必然涉及深层次的利益调整。面对各省区利益诉求不同、各类主体起点不同的实际情况，国家层面自始至终给予高位指导，在市场方向选择、重大机制取舍、跨省利益协调等关键节点及时把舵定向，既给探索留出空间，又确保不偏航、不失序；地方政府积极协商、相向而行，在跨省利益交汇点上坦诚沟通、求同存异，遇到分歧不回避、不拖延，通过多轮磋商推动省间诉求逐步靠拢，把“各算各的账”变成“共算一笔账”；电网企业主动担当、大胆探索，在技术支撑、平台建设和运营组织上先行先试，面对没有现成经验可循的难题敢闯敢试，为机制落地和连续运行提供了坚实依托。政府主管部门及监管机构则立足统筹协调和规则把关，在机制设计中守住公平底线、在运行监测中及时纠偏校准，确保各方协商成果经得起实践检验。电力市场建设是经济学与电力学科深度交叉融合的领域，区域电力市场建设面临的很多问题没有现成答案，在此过程中，市场运营机构、各类经营主体充分参与、充分协商，积极建言献策，对诸多关键机制都是多方会商、充分论证、反复迭代，最终让每项机制都成为各方认可的最大公约数。有分歧放到桌面上解决，市场在开放中共建、在协商中共治。

回看这一路，最关键的是坚持市场化改革总体方向不动摇，同时合理把握节奏，既不能急于求成、指望一步到位，也不能瞻前顾后、停步不前。正如这次启动会上所强调的，转入正式运行不是改革的终点，而是“进一步健全机制、完善治理、扩大规模、提高成效”的新起点。一年多连续结算试运行，市场经受住了“真金白银”的交易实践和多场景工况的历练，恰恰说明改革的方向经得起检验，改革的节奏也稳妥有度。每往前推一步，都要让参与改革的各方有真实的参与感，让经营主体有实在的获得感——29万家经营主体同台竞价，新能源利用率保持95%以上，这些数字背后是各方在改革中真正看到了收益、增强了信心。方向对了，步子稳了，人心齐了，改革才能从“试起来”走到“转正”，再走向更深更远的常态化运行，真正当好全国电力市场化改革的先行者。这是十年探索的深刻启示，也是南方区域电力市场今后行稳致远的宝贵经验。

中能传媒：在试运行期间，主要围绕哪些方面进行完善？

陈玮：从公开的连续结算试运行方案和运行实践看，完善工作主要围绕几个关键环节展开：

一是以“一地注册、全国共享”支撑新型主体入市。 过去经营主体跨省参与交易，要在不同省份重复注册、重复提交材料，准入成本高、效率低。试运行期间推动注册信息全国互认共享，经营主体在一地完成注册后即可在南方区域各市场参与交易，为新型储能、虚拟电厂、分布式新能源等新型主体便捷入市扫清了制度障碍，入市门槛明显降低、周期明显缩短。

二是探索完善跨省跨区优先发电计划市场化落实机制。 优先发电计划是跨省送电、电力保供的基石，但完全按计划刚性执行，会挤压市场优化空间。试运行期间探索“保障执行+市场弹性”的落实方式，在守住优先计划基本盘的前提下，给具备价格优势的省份和电源腾出市场化空间，既保住了计划执行的严肃性，又让市场信号在优先计划框架内发挥了增量优化作用连续结算试运行首月，较优先计划增送省间电量26亿千瓦时，实现了清洁能源替代和资源优化的双重效果。

三是逐步取消省间利益平衡调节机制。 省间利益平衡调节机制在试运行初期对平抑省间利益波动发挥了作用，但长期看不利于价格信号的真实传导。试运行期间朝着市场化方向逐步收缩这一机制的适用范围，减少行政性利益调节对市场出清的干预，让省间交易价格更真实地反映供需关系和资源稀缺程度，推动跨省利益协调从“事后调节”转向“事前出清”，为最终取消创造条件。

四是持续完善中长期交易机制。主要有两个大的动作。一个是，推动中长期交易按自然日连续开市，改变过去集中开市、窗口期短暂的做法，让经营主体能根据供需变化和自身策略逐日调仓、连续交易，有效平抑合同偏差风险，中长期交易作为市场“压舱石”的功能真正落到了日常运行层面。这一机制通过多笔跨省跨区实战交易检验流程衔接的顺畅性后，于2026年9月1日起在南方区域正式落地。再一个，推动跨经营区常态化交易，电力资源在全范围优化配置也落到了日常运行层面。同时，探索开展输电权交易。把“通道使用权”变成可竞价配置的商品，用价格反映通道的紧张程度，让谁用、用多少由市场出清来决定。云霄直流作为国家电网与南方电网之间的首条异步互联通道，率先开展了输电权市场化交易试点，于2026年6月完成首笔交易。这项机制的意义不止于一条通道的效率提升，它给跨省区中长期交易提供了一个可预期的通道使用成本和风险管理工具，经营主体在签中长期合同时，不再面对通道容量“能不能用上”的不确定性，而是可以依据输电权价格来定价和决策。

五是规范信息披露内容与方式。明确网省两级交易机构的信息披露职责划分和数据交互机制，统一披露内容、披露口径和披露时限，推动“应披尽披”，减少因信息不对称带来的市场力滥用空间和经营主体策略盲区，为各类主体公平参与交易提供信息基础。

六是加强技术平台功能建设。 重点推进双活灾备系统建设，提升交易平台在极端工况下的可靠性和连续性。连续结算试运行对平台稳定性要求极高，一旦系统故障将直接影响结算和出清，双活灾备为市场连续运行提供了技术兜底。

七是强化市场风险监测与防控。 建立网省两级协同的风险监测机制，推动零售市场规范建设，实行逐日盯市，对价格异常、市场主体行为异常、供需失衡等风险做到早发现、早预警、早处置，把风险防控从“事后应对”前移到“事中监测”乃至“事前预防”。连续结算试运行方案明确了4项风险管理原则、12项风险处置预案和电力保供预案，划清了各种场景下的风险应急措施和保供责任边界。

这七个方面合在一起，逻辑是清晰的。前三条侧重准入与计划机制的优化，中间两条侧重交易机制和信息基础的完善，后两条侧重技术底座和风险防线。这些完善工作有一个共同特点，不是推翻重来，而是在既有框架内做精细化校准，围绕“让市场转得动、转得稳、转得公平”系统推进。南方市场的经验说明，区域电力市场的建设不是一次性的制度设计，而是一个“运行—暴露—校准—再运行”的持续过程。转正式运行不是终点，只是把这个校准过程从“试错模式”切换到了“规范模式”。

中能传媒：转正式运行是一个新的起点。未来，南方市场还会在哪些方面继续对市场进行完善？

陈玮：接下来，我们将以国办4号文为根本遵循，坚持问题导向，围绕“功能健全、价格重塑、生态开放、圈层拓广、数智赋能、跨域融合”等不同维度，以更高标准建设南方区域电力市场，充分发挥先行先试的标杆示范作用，支撑2030年全国统一电力市场基本建成。

一是健全市场体系，完善市场功能。下一步的重点是探索推进容量市场建设，完善支撑性电源收益回收机制。加强省间与省内中长期市场的衔接，探索集中组织、联合交易的中长期交易新模式。完善辅助服务市场品种，有序推动与电能量市场联合优化出清。最终要形成现货、中长期、辅助服务和容量市场有机衔接的统一体系，释放多元市场价值。同时推动构建标准统一的区域零售市场。

二是完善价格机制，优化价格传导链条。探索跨省跨区输电价格向两部制或单一容量制转变，降低跨省交易的电能量成本，提升资源优化配置的灵活性。完善跨省优先计划市场化落实机制，有序提升市场优化空间。加强中长期与现货市场的衔接优化，畅通批零分时价格传导，用户侧试点探索应用节点或分区电价，引导供需调节与产业布局优化。

三是畅通准入路径，服务新型主体入市。推动各类电源及非保障性电力用户全面入市，服务虚拟电厂、绿电直联、新型储能等新业态扩容崛起，探索车网集群规模化参与区域市场。同时要在市场交易模式、市场结算运行、市场技术支撑、市场服务体系、市场价值等方面加强一体化运营示范，让市场主体切实感受到“一个市场”的便利。

四是拓展互联通道，持续扩大市场范围。巩固跨经营区常态化交易成果，借鉴闽粤直流输电权交易经验，加快完善湘黔、渝黔、湘粤等联网工程交易机制，促进全国范围内资源灵活互济。在实现绿证跨境交易突破的基础上，继续探索推动港澳直接参与区域电力市场，逐步丰富交易品种、完善交易方式，为港澳用户提供更加稳定、绿色的能源服务。

五是加强技术创新，筑牢市场稳定运行屏障。适应市场建设需要，健全统一信息披露渠道，持续提升市场主体应用体验。全面升级交易、营销系统，实现核心技术、核心能力自主可控，有效提升市场运行保障能力。打造区域一体化监测分析系统，以数智赋能防控市场风险。

六是深化跨领域协同，做好前瞻性研究。助力全国统一大市场体系构建，在市场层面服务“六网”贯通协同。聚焦跨网应用场景，强化电—碳、电—算、电—煤—气市场联动，推动电力市场信号在实现协同价值的发现、度量与分配中发挥更好引领作用。