次日，南方区域电力现货市场完成首次全月结算试运行，标志着我国首个区域电力现货市场在市场运营、市场机制、技术条件等各方面均具备长周期结算运行条件。
2017年以来，南方区域电力市场从广东起步，历经7年培育，“循序渐进、小步快走”，目前已连续稳定试运行超过2年，累计组织开展11轮调电、结算试运行。本次全月结算试运行中，水电、新能源、储能等市场主体参与数量均有增加，发电侧主体共计1006户，用户侧主体共计92327户。
清华大学电机工程与应用电子技术系副教授、清华四川能源互联网研究院交易与运筹研究所所长钟海旺说，通过南方区域电力现货市场，能源在南方五省区更大范围内实现了优化配置，通过全区域范围的一体化优化，降低了平均电价。
新能源增长与消纳
2024年以来，南方五省区新能源装机容量持续快速增长，且仍将加速投产，利用市场化手段促进消纳已是大势所趋。
据公开数据，1-10月，南方区域新能源新增投产规模达4000万千瓦，截至10月底，南方区域新能源总装机规模达1.7亿千瓦，装机占比为34%，稳居新增电源第一位。发电量方面，1-10月，新能源发电量超过2023年全年，达1975亿千瓦时，占发电总量的15%，利用率为98.7%，处全国领先水平。
据《南方区域电力市场2024年四季度结算试运行实施方案》(以下简称《实施方案》)，本次结算试运行范围为省间联络线计划、五省区参与优化出清的电源。其中，广东全部220千伏及以上新能源厂站，广西、云南、贵州部分试点新能源以报量报价形式参与现货出清。
与上一次按旬结算试运行相比，本次试运行新增8家云南新能源电厂、12家广西新能源电厂、17家贵州新能源电厂，共83家试点新能源电厂报量报价参与区域现货。2023年12月首次进行全域结算试运行时，仅有7家试点新能源电厂报量报价参与。
南方五省区除新能源之外，还有丰富的水电。南方区域系统发电装机容量为4.62亿千瓦，包括水电在内的清洁能源装机占比为61.8%，清洁能源发电量占比较全国平均水平高约17%。
按照《实施方案》，本次结算试运行中，云南报量报价参与区域现货的水电为金沙江、澜沧江流域和其他中小流域水电厂共27家，其他市场化水电以报量不报价形式参与现货出清。首次结算试运行时，仅18家水电厂报量报价参与现货出清。
新型储能、抽水蓄能也加速进入区域现货市场。广东新型储能电站试点可自主选择以报量报价或报量不报价形式参与现货出清，首次结算试运行时为报量不报价参与，广东抽水蓄能试点(梅蓄电站)原则上按广东现有规则参与区域现货市场。
据广州电力交易中心现货交易主管宋慧介绍，本次全月结算试运行与上次结算试运行相比，出清价格略有下降，主要是新能源大发、市场需求下降等原因导致。
“无论是哪一个省份的新能源突然波动，都可以在15分钟内通过技术系统在全区域范围内自动寻找到最佳的消纳路径”，南方电网电力调度控制中心(以下简称“南网总调”)总经理黄河介绍，“从现货出清曲线可以看到，11月13日，由于新能源大发，云南电价具备优势，因此，云南增送广东电量达2000万千瓦时。”
资源更大范围优化配置
南方五省区电源结构各异，资源互补优势突出。云南水电、风电、光伏发电占比高，受枯汛季和气候影响大，需要灵活的调节资源和更广阔的消纳空间;广西、贵州新能源发展迅速，水风火多能互济特点显著;广东以火电为主，对煤、气依赖度高，对一次能源供应及价格波动比较敏感;海南大机小网，属高寡占型市场，扩大竞争范围有助于控制市场力。
南网总调现货市场处经理李智勇介绍，通过本次全月结算试运行，西电东送根据日内供需灵活调整，促进了发电资源优化配置。
据《实施方案》，根据枯期运行方案，本次结算试运行期间共有12项送电类别参与区域现货日前市场出清优化。截至2024年11月28日，累计出清跨省交易计划135.1亿千瓦时，跨省交易计划累计增送6.5亿千瓦时。
南网总调相关工作人员介绍，区域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。”
李智勇认为，市场价格合理反映了发电成本和供需形势，还原了电力时空价值。“高峰高价、低谷低价，供应紧张高价，供应宽松低价。”
据广州电力交易中心披露数据，11月1-28日，区域日前市场出清均价为312元/兆瓦时，广东为322元/兆瓦时(中长期为399元/兆瓦时)、广西为218元/兆瓦时(中长期为421元/兆瓦时)、云南为263元/兆瓦时(中长期为291元/兆瓦时)、贵州为409元/兆瓦时(中长期为410元/兆瓦时)、海南为418元/兆瓦时(中长期为494元/兆瓦时)。五省区日前市场出清价格普遍低于中长期价格。
11月1-28日，南方区域市场实时市场出清均价为303元/兆瓦时，相较日前价格下降3%，其中，广东、广西、云南、贵州、海南实时出清均价分别为301元/兆瓦时、255元/兆瓦时、268元/兆瓦时、401元/兆瓦时、405元/兆瓦时，相较日前价格分别下降7%、上涨17%、上涨2%、下降2%、下降3%。
“价格申报充分体现了枯期五省区电力供需特性，合理反映交易意愿及分省电源的成本差异。”广州电力交易中心交易组织部主任丁军策说，“结算试运行出清价格与负荷走势总体一致，各省区价格随着天气、新能源发电等因素小幅变化，与供需形势变化、系统运行特点吻合。”
与此前结算试运行相同，这次也运用了省间利益平衡临时调整机制，对省间送电类别现货结算模式电费(含不平衡资金分摊)，以电费回收或补偿的方式进行收益调节。各省区可参照跨省不平衡资金分摊规则将收益调节电费分摊至市场主体。
据广州电力交易中心披露，允许收益偏差范围由12%放宽到20%以后，11月全月，广西电网送广东、广东省网送海南、海南省网送广东三个现货全电量优化的送电类别触发收益调节机制，26日，澜上送广东因日前调减较多，轻微触发收益调节。
根据《实施方案》，跨省不平衡资金原则上按照“谁提供，谁获利;谁受益，谁分摊”的方式分享或分摊。目前，不平衡资金送受双方按1:1比例分享或分摊。本次结算试运行期间，不平衡资金占送端总电费的0.44%。
省间利益平衡调节范围从最初的5%逐步放开到20%;跨省不平衡资金首次分为阻塞类、市场类、保障类开展结算。广州电力交易中心结算统计部主管黄筱婷认为，通过不断完善市场结算机制，在市场建设之初就凝聚了更多共识，各方利益得到兼顾。
“开门”建市场
2024年11月29日，南网总调联同广州电力交易中心举办“南方区域电力现货市场观摩活动”，数十位政府代表、专家代表、市场主体代表受邀观摩南方区域电力现货出清大厅和广州电力交易中心交易大厅并召开座谈会，探讨市场主体关注的诸多问题。
如何衔接优先计划?
西电东送的“基本盘”，即跨省区优先发电规模计划，包含国家指令性计划、政府间协议、电力扶贫等，是电力市场运行的重要边界。据《实施方案》，南网总调在D-2日(现货市场运行日两天前)17:00形成满足电力系统运行要求的跨省优先计划电量下限，作为现货市场出清的边界条件。广州电力交易中心根据该电量约束等比例调整跨省优先计划合约，向市场主体公布，作为结算依据。
多位与会代表提出，目前包括跨省区优先发电规模计划的西电东送大部分电量送电方向、时间、价格相对固定，无法根据供需形势和市场价格灵活调整，存在送受电曲线和分时价格难以匹配等问题，建议研究建立送电电量、方向、价格灵活调整机制，更好发挥区域协调互济效用，同时加强跨省区优先发电规模计划等市场边界变化的信息披露。
还有相关从业人员介绍，除跨省区优先发电计划之外，新能源保障性收购、供热机组等也是市场边界，这些市场边界的存在是否合理、未来如何优化调整，是下一步值得探讨的话题。
区域现货市场与其他市场如何衔接?
目前，《实施方案》明确了日前、日内区域现货市场与区域调频市场、云南调频市场的衔接方式;提出按照《电力中长期交易基本规则——绿色电力交易专章》要求，探索跨省绿电交易组织、执行、结算与区域现货市场的衔接机制。
与会代表建议，优化南方区域辅助服务品种、增加跨省绿电交易，同时优化区域现货市场与区域辅助服务市场以及跨省绿电交易的衔接机制。
信息如何披露?
2024年1月，国家能源局发布《电力市场信息披露基本规则》。此后，南方能源监管局、云南能源监管办、贵州能源监管办联合印发的《关于明确进一步规范电力调度信息披露的通知》提出，按照制度化、信息化要求规范信息披露行为。
与会代表认为，不同于单一省级市场，随着区域市场发展，省(区)与省(区)之间信息相互影响加深，非市场信息也在影响市场行为，建议进一步细化信息披露规则，特别是与市场边界相关的信息。
如何议事?
2022年2月28日，南方电网公司与国家能源局南方监管局联合召开2022年第一次南方区域电力市场建设联席会，南方区域电力市场建设联席会机制正式运转。
2024年5月，原广州电力交易中心市场管理委员会通过改组方式，组建了新的南方区域电力市场管理委员会(以下简称“南方区域管委会”)，成为全国首个区域级的电力市场管理委员会。
2024年以来，多位业内人士提出，以往电力市场建设过程中，发电侧的参与程度比较高，随着现货市场发展推进，用户侧、售电侧的声音也应该被听到。
据了解，南方区域管委会由发电方、输电方、购电方、市场运营机构、第三方等类别代表组成，初期规模为38人。相较原来的广州电力交易中心市场管理委员会，南方区域管委会丰富了代表构成，新增推荐1位新型市场主体(储能)作为购电方或发电方代表;购电方代表方面，广东省、广西壮族自治区、云南省、贵州省、海南省各推荐1位售电公司或电力用户代表。
一位广州电力交易中心的工作人员说：“南方区域管委会成立的目的是让市场主体对市场建设都有一定的话语权，这有利于形成可持续、可操作的规则。未来规则的修编，必须充分考虑市场主体的利益。”
