日前，覆盖广东、广西、云南、贵州、海南五省（区）的南方区域电力市场启动试运行，首次实现了区域间的电力现货交易，即短时间内一手交钱一手交货，五省（区）发电厂和用电企业可以实现跨省区实时买卖电能。这标志着全国统一电力市场体系率先在南方区域落地。
实时交易
传统模式下，电能由电网公司从电厂统一购买，再销售给用户，购售价格由国家相关部门确定。有了电力市场后，电能生产者和使用者通过市场以协商、竞价等方式直接进行交易。
南方区域电力市场试运行启动后，电力现货交易将由广东拓展到云南、贵州、广西、海南，实现南方五省区电力现货跨区跨省交易，每15分钟就能交易一次；中长期交易周期将全面覆盖年、月、周；辅助服务市场的品种与补偿机制将进一步完善。
试运行当天，云南、贵州、广东合计超过157家电厂和用户通过南方区域电力市场交易平台达成了首笔跨省现货交易，全天市场化电量合计达27亿千瓦时。
目前除居民、农业用电外，10千伏及以上工商业用户原则上要直接参与市场交易（直接向发电企业或售电公司购电），暂无法直接参与市场交易的可由电网企业代理购电。
南方电网预计，2022年全年，南方区域电力市场累计市场化交易电量将达到1.11万亿千瓦时，接近广东、云南、贵州三省2021年全社会用电量总和。至2023年底，市场化交易电量占比将达到80%左右，参与交易的市场主体数量将增加到800多万户，是之前的80倍。
连锁反应
长期以来，电力市场存在体系不完整、功能不完善、交易规则不统一、各地在“省内电”“省外电”“外送电”的协调使用上存在矛盾等问题，各自为政，重复无效建设严重，造成能源供给产业化资源巨大浪费，无统一标准，导致能源供给产业化无法健康、有序发展。
南方区域电力市场试运行启动，会给行业带来哪些影响？业内人士认为，南方区域电力市场将形成跨区跨省与省内联合运营的统一大平台，开展多品种、高频率地跨区跨省电力交易。要共同规划，统一标准，协调实施，更容易健康有序发展。
南方区域电力市场建立健全后，将开展更短周期、更高频次的电力交易，可以应对新能源发电的随机性和波动性，让能源资源调配更灵活。
南方电网电力调度控制中心副总经理蔡葆锐表示，通过电力现货市场，可以根据市场实时供求情况，发现电力在不同时间、不同空间的价格，推动整个社会高效用能。发电企业通过南方区域电力市场现货交易系统，每度电报价最高可达1.5元，最低低至几分钱甚至是零元，更准确反映电能供需关系。例如，去年11-12月，煤价高位运行，广东电力现货均价上涨至0.682元/千瓦时，较基准价上涨47%；今年5-6月，受煤价回落和供需缓和影响，价格回调至0.432元/千瓦时以下。
据了解，南方区域电力市场还是国家绿色电力交易试点平台。绿色电力交易自去年试点以来，至今已累计成交电量25.7亿千瓦时，建立了“电能量价格+环境溢价”价格机制，可满足外向型企业使用绿电的需要。随着南方区域电力市场的进一步完善，未来，在南方区域，售电公司和电力用户可以“定制”清洁能源，与电厂开展“点对点”交易。
此外，电力市场的启动，也将使电网公司的角色发生转变。电力市场的建立还原了电力的商品属性，在电力市场中，电能的交易直接由买卖双方商定，电网公司不再作为购电主体，而是充当配送商的角色。
从交易方角度看，中信建投认为，交易对手涉及发、售（用）电侧，因其参与售（购）电的频次、种类、价格复杂化，预计会促进配售电一体化平台、电力价格预测等软件的市场销售。
从平台建设和电网调度的情况看，电力交易范围的扩大会带来南网（国网）交易、财务等系统的改造需求，例如日前/日内/实时交易数据管理、不平衡资金管理、营销系统、网省采购系统等多系统升级和改造。
与此同时，电力现货市场的建成将直接提升能源企业收益，加速新能源、储能、虚拟电厂等新主体和新业态的发展。以甘肃为例，甘肃电力现货市场完成首次整月结算试运行后，发电侧收益同比增长40%。
现货市场推动价格发现，增大峰谷价差，新型储能等主体参与电力市场有利于能源企业利用储能进行峰谷套利，增加收益。电力现货市场建设将直接推动现有电力市场相关参与主体的电力交易信息平台、数据平台、决策辅助、新能源电站管理等数字化信息化的改造需求，随着能源新业态的推进，电力市场参与主体将更加多样化、复杂化，能源信息化市场天花板有望进一步打开。
（编辑：王星）
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