次日，南方區域電力現貨市場完成首次全月結算試運行，標志著我國首個區域電力現貨市場在市場運營、市場機制、技術條件等各方面均具備長周期結算運行條件。
2017年以來，南方區域電力市場從廣東起步，歷經7年培育，“循序漸進、小步快走”，目前已連續穩定試運行超過2年，累計組織開展11輪調電、結算試運行。本次全月結算試運行中，水電、新能源、儲能等市場主體參與數量均有增加，發電側主體共計1006戶，用戶側主體共計92327戶。
清華大學電機工程與應用電子技術系副教授、清華四川能源互聯網研究院交易與運籌研究所所長鐘海旺說，通過南方區域電力現貨市場，能源在南方五省區更大范圍內實現了優化配置，通過全區域范圍的一體化優化，降低了平均電價。
新能源增長與消納
2024年以來，南方五省區新能源裝機容量持續快速增長，且仍將加速投產，利用市場化手段促進消納已是大勢所趨。
據公開數據，1-10月，南方區域新能源新增投產規模達4000萬千瓦，截至10月底，南方區域新能源總裝機規模達1.7億千瓦，裝機占比為34%，穩居新增電源第一位。發電量方面，1-10月，新能源發電量超過2023年全年，達1975億千瓦時，占發電總量的15%，利用率為98.7%，處全國領先水平。
據《南方區域電力市場2024年四季度結算試運行實施方案》(以下簡稱《實施方案》)，本次結算試運行范圍為省間聯絡線計劃、五省區參與優化出清的電源。其中，廣東全部220千伏及以上新能源廠站，廣西、云南、貴州部分試點新能源以報量報價形式參與現貨出清。
與上一次按旬結算試運行相比，本次試運行新增8家云南新能源電廠、12家廣西新能源電廠、17家貴州新能源電廠，共83家試點新能源電廠報量報價參與區域現貨。2023年12月首次進行全域結算試運行時，僅有7家試點新能源電廠報量報價參與。
南方五省區除新能源之外，還有豐富的水電。南方區域系統發電裝機容量為4.62億千瓦，包括水電在內的清潔能源裝機占比為61.8%，清潔能源發電量占比較全國平均水平高約17%。
按照《實施方案》，本次結算試運行中，云南報量報價參與區域現貨的水電為金沙江、瀾滄江流域和其他中小流域水電廠共27家，其他市場化水電以報量不報價形式參與現貨出清。首次結算試運行時，僅18家水電廠報量報價參與現貨出清。
新型儲能、抽水蓄能也加速進入區域現貨市場。廣東新型儲能電站試點可自主選擇以報量報價或報量不報價形式參與現貨出清，首次結算試運行時為報量不報價參與，廣東抽水蓄能試點(梅蓄電站)原則上按廣東現有規則參與區域現貨市場。
據廣州電力交易中心現貨交易主管宋慧介紹，本次全月結算試運行與上次結算試運行相比，出清價格略有下降，主要是新能源大發、市場需求下降等原因導致。
“無論是哪一個省份的新能源突然波動，都可以在15分鐘內通過技術系統在全區域范圍內自動尋找到最佳的消納路徑”，南方電網電力調度控制中心(以下簡稱“南網總調”)總經理黃河介紹，“從現貨出清曲線可以看到，11月13日，由于新能源大發，云南電價具備優勢，因此，云南增送廣東電量達2000萬千瓦時。”
資源更大范圍優化配置
南方五省區電源結構各異，資源互補優勢突出。云南水電、風電、光伏發電占比高，受枯汛季和氣候影響大，需要靈活的調節資源和更廣闊的消納空間;廣西、貴州新能源發展迅速，水風火多能互濟特點顯著;廣東以火電為主，對煤、氣依賴度高，對一次能源供應及價格波動比較敏感;海南大機小網，屬高寡占型市場，擴大競爭范圍有助于控制市場力。
南網總調現貨市場處經理李智勇介紹，通過本次全月結算試運行，西電東送根據日內供需靈活調整，促進了發電資源優化配置。
據《實施方案》，根據枯期運行方案，本次結算試運行期間共有12項送電類別參與區域現貨日前市場出清優化。截至2024年11月28日，累計出清跨省交易計劃135.1億千瓦時，跨省交易計劃累計增送6.5億千瓦時。
南網總調相關工作人員介紹，區域現貨市場的核心是進行全區域全模型優化，做到“全局最優”。“區域現貨是在整個區域的可行空間探尋跨省和省內的共同最優解，理論上和各個省在該跨省邊界下計算的最優解一致。”
李智勇認為，市場價格合理反映了發電成本和供需形勢，還原了電力時空價值。“高峰高價、低谷低價，供應緊張高價，供應寬松低價。”
據廣州電力交易中心披露數據，11月1-28日，區域日前市場出清均價為312元/兆瓦時，廣東為322元/兆瓦時(中長期為399元/兆瓦時)、廣西為218元/兆瓦時(中長期為421元/兆瓦時)、云南為263元/兆瓦時(中長期為291元/兆瓦時)、貴州為409元/兆瓦時(中長期為410元/兆瓦時)、海南為418元/兆瓦時(中長期為494元/兆瓦時)。五省區日前市場出清價格普遍低于中長期價格。
11月1-28日，南方區域市場實時市場出清均價為303元/兆瓦時，相較日前價格下降3%，其中，廣東、廣西、云南、貴州、海南實時出清均價分別為301元/兆瓦時、255元/兆瓦時、268元/兆瓦時、401元/兆瓦時、405元/兆瓦時，相較日前價格分別下降7%、上漲17%、上漲2%、下降2%、下降3%。
“價格申報充分體現了枯期五省區電力供需特性，合理反映交易意愿及分省電源的成本差異。”廣州電力交易中心交易組織部主任丁軍策說，“結算試運行出清價格與負荷走勢總體一致，各省區價格隨著天氣、新能源發電等因素小幅變化，與供需形勢變化、系統運行特點吻合。”
與此前結算試運行相同，這次也運用了省間利益平衡臨時調整機制，對省間送電類別現貨結算模式電費(含不平衡資金分攤)，以電費回收或補償的方式進行收益調節。各省區可參照跨省不平衡資金分攤規則將收益調節電費分攤至市場主體。
據廣州電力交易中心披露，允許收益偏差范圍由12%放寬到20%以后，11月全月，廣西電網送廣東、廣東省網送海南、海南省網送廣東三個現貨全電量優化的送電類別觸發收益調節機制，26日，瀾上送廣東因日前調減較多，輕微觸發收益調節。
根據《實施方案》，跨省不平衡資金原則上按照“誰提供，誰獲利;誰受益，誰分攤”的方式分享或分攤。目前，不平衡資金送受雙方按1:1比例分享或分攤。本次結算試運行期間，不平衡資金占送端總電費的0.44%。
省間利益平衡調節范圍從最初的5%逐步放開到20%;跨省不平衡資金首次分為阻塞類、市場類、保障類開展結算。廣州電力交易中心結算統計部主管黃筱婷認為，通過不斷完善市場結算機制，在市場建設之初就凝聚了更多共識，各方利益得到兼顧。
“開門”建市場
2024年11月29日，南網總調聯同廣州電力交易中心舉辦“南方區域電力現貨市場觀摩活動”，數十位政府代表、專家代表、市場主體代表受邀觀摩南方區域電力現貨出清大廳和廣州電力交易中心交易大廳并召開座談會，探討市場主體關注的諸多問題。
如何銜接優先計劃?
西電東送的“基本盤”，即跨省區優先發電規模計劃，包含國家指令性計劃、政府間協議、電力扶貧等，是電力市場運行的重要邊界。據《實施方案》，南網總調在D-2日(現貨市場運行日兩天前)17:00形成滿足電力系統運行要求的跨省優先計劃電量下限，作為現貨市場出清的邊界條件。廣州電力交易中心根據該電量約束等比例調整跨省優先計劃合約，向市場主體公布，作為結算依據。
多位與會代表提出，目前包括跨省區優先發電規模計劃的西電東送大部分電量送電方向、時間、價格相對固定，無法根據供需形勢和市場價格靈活調整，存在送受電曲線和分時價格難以匹配等問題，建議研究建立送電電量、方向、價格靈活調整機制，更好發揮區域協調互濟效用，同時加強跨省區優先發電規模計劃等市場邊界變化的信息披露。
還有相關從業人員介紹，除跨省區優先發電計劃之外，新能源保障性收購、供熱機組等也是市場邊界，這些市場邊界的存在是否合理、未來如何優化調整，是下一步值得探討的話題。
區域現貨市場與其他市場如何銜接?
目前，《實施方案》明確了日前、日內區域現貨市場與區域調頻市場、云南調頻市場的銜接方式;提出按照《電力中長期交易基本規則——綠色電力交易專章》要求，探索跨省綠電交易組織、執行、結算與區域現貨市場的銜接機制。
與會代表建議，優化南方區域輔助服務品種、增加跨省綠電交易，同時優化區域現貨市場與區域輔助服務市場以及跨省綠電交易的銜接機制。
信息如何披露?
2024年1月，國家能源局發布《電力市場信息披露基本規則》。此后，南方能源監管局、云南能源監管辦、貴州能源監管辦聯合印發的《關于明確進一步規范電力調度信息披露的通知》提出，按照制度化、信息化要求規范信息披露行為。
與會代表認為，不同于單一省級市場，隨著區域市場發展，省(區)與省(區)之間信息相互影響加深，非市場信息也在影響市場行為，建議進一步細化信息披露規則，特別是與市場邊界相關的信息。
如何議事?
2022年2月28日，南方電網公司與國家能源局南方監管局聯合召開2022年第一次南方區域電力市場建設聯席會，南方區域電力市場建設聯席會機制正式運轉。
2024年5月，原廣州電力交易中心市場管理委員會通過改組方式，組建了新的南方區域電力市場管理委員會(以下簡稱“南方區域管委會”)，成為全國首個區域級的電力市場管理委員會。
2024年以來，多位業內人士提出，以往電力市場建設過程中，發電側的參與程度比較高，隨著現貨市場發展推進，用戶側、售電側的聲音也應該被聽到。
據了解，南方區域管委會由發電方、輸電方、購電方、市場運營機構、第三方等類別代表組成，初期規模為38人。相較原來的廣州電力交易中心市場管理委員會，南方區域管委會豐富了代表構成，新增推薦1位新型市場主體(儲能)作為購電方或發電方代表;購電方代表方面，廣東省、廣西壯族自治區、云南省、貴州省、海南省各推薦1位售電公司或電力用戶代表。
一位廣州電力交易中心的工作人員說：“南方區域管委會成立的目的是讓市場主體對市場建設都有一定的話語權，這有利于形成可持續、可操作的規則。未來規則的修編，必須充分考慮市場主體的利益。”
