南方区域电力市场顺利完成了全年结算试运行，标志着我国区域电力市场建设的探索取得了成功，全国统一电力市场体系建设迈出重要一步。“却顾所来径，苍苍横翠微”，回顾南方区域电力市场建设的日日夜夜，回顾区域电力市场探索的年年月月，回顾全国统一电力市场体系推进的每一天，感叹无数人的情怀、精神、智慧和汗水，有必要及时总结成功经验，以飨其他区域电力市场建设同仁，为全国统一电力市场体系的完善提供更多可复制、可推广的模板。
廿年磨一剑 破冰向融合
——南方区域电力市场建设经验总结与展望
2015年新一轮电力体制改革大幕拉开以来，南方区域作为全国电力市场化改革的先行试验区，历经十年探索实践，从分散试点破冰到全体系协同融合，建成了全国首个常态化运行的区域电力市场，为全国统一电力市场体系建设探索出了一条可复制、可推广的实践路径。本文结合南方区域电力市场十年发展历程，系统总结改革建设的基础条件、方式方法、核心突破与机制创新，展望未来深化发展的方向，为全国统一电力市场体系建设提供参考。
一、政策锚定：改革顶层设计筑牢市场建设根本遵循
2015年中共中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号），确立了“管住中间、放开两头”的体制架构，明确了“三放开、一独立、三加强”的总体思路，为南方区域电力市场建设提供了根本遵循，南方五省（区）自此启动了中长期市场、辅助服务市场、现货试点等一系列市场化探索。
2022年国家发展改革委、国家能源局印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号），为南方区域市场建设提供了直接的顶层设计依据，明确了“国家市场+区域/省（区、市）市场”的全国统一电力市场两级体系，将区域市场定位为与省级市场同一层级的电力市场，鼓励建设南方区域电力市场，明确了到2025年初步建成、2030年全面建成全国统一电力市场体系的总体目标，推动南方区域电力市场从省级试点进入全覆盖推进的扩围升级新阶段，现货市场从以广东试点起步向“五省（区）统一出清、两级协同运作”的区域现货市场模式转变。
二、厚积薄发：天然禀赋与实践积累奠定市场建设基础
2002年《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》（国发〔2002〕5号）出台，提出“初步建立竞争、开放的区域电力市场，实行新的电价机制”，打响了区域电力市场建设的“第一枪”，从此我国开启了轰轰烈烈的区域电力市场探索。2006年前后，东北、华东等区域电力市场试点相继暂停或调整，这是多重因素叠加的结果，核心原因在于价格传导机制不完善。当时采用的是“单一购买方+单边竞价上网”模式，上网电价由市场竞争形成，但销售电价仍受政府严格管制，上网电价与销售电价无法联动，电煤价格上涨抬高了上网电价，成本却传导不到终端用户，东北区域电力市场仅试运行16天“平衡资金池”就出现了32亿元巨额亏空；其次是省间利益协调难度大、机制不健全。在我国“省为实体”的财税与电力管理体制下，地方政府为保护本地经济、税收与就业，形成了根深蒂固的省间壁垒，在出现资金池巨额亏空后需通过上调销售电价疏导时，各省对承担涨价责任意见不一，缺乏高效的协调议事机构调和各省意见分歧，最终没能达成共识；此外，未培育用电侧市场主体是重要原因。单边竞价模式下，电力用户未能成为独立的市场参与者，而能有效降低终端用户市场参与成本的售电公司也未能有效培育起来。单边竞价模式一旦遭遇煤炭成本上升等外部冲击，非弹性的电力需求会极大放大供应紧张局势，导致价格剧烈波动甚至失控，此时又缺乏发用电双方直接交易的双边市场化合约作为“压舱石”来平抑波动、分散风险，最终难以维系。最后，彼时独立透明的输配电价体系尚未建立。电网企业的合理收益缺乏稳定的制度性保障，在区域市场运行中收益预期存在较强不确定性，无法彻底回归输配电公用事业属性、剥离电力交易环节的利益关联。这直接导致区域电力市场缺乏公平合规的成本分摊与利益分配核心基础，进一步加剧了省际利益博弈与市场运行风险，也难以形成具备公信力的市场化运营机制。
南方区域电力市场充分吸取二十年前的经验教训，同时依靠多年实践积累的内生基础与得天独厚的资源禀赋条件，走出了一条实事求是、大胆创新的探索之路，南方区域电力市场取得成功至少有以下几个方面的客观原因：
第一，南方区域五省（区）资源禀赋及电网结构条件，为区域市场奠定了物理基础。1993年8月鲁布革-天生桥220kV输电工程的投产开启了西电东送工程的历史，历经20余年的建设与发展，南方电网西电东送已形成“八交十一直”的跨省跨区输电大通道，最大输电能力超过5800万千瓦，年送电量突破2600亿千瓦时，是全国规模最大、运行最成熟的跨区域输电工程，将南方五省（区）牢牢绑定为利益共同体，不仅实现了电网的物理互联，更形成了送端与受端长期稳定的电力互济关系，云南、贵州作为核心送端，依托水电、煤电资源实现了能源优势向经济优势的转化；广东作为核心受端，依托西电东送保障了经济社会发展的用电需求；广西作为核心枢纽，承担了西电东送的通道保障功能，海南也通过联网工程融入了区域电力保障体系。这种长期形成的物理联结与利益共享，是南方区域电力市场建设得天独厚的天然基础，也是区域市场能够打破省间壁垒的核心前提。
第二，健全的输配电价体系与全链条联动的价格传导机制，为区域市场奠定了制度基础。2015年，国家发展改革委与国家能源局联合印发《输配电定价成本监审办法（试行）》，首次明确了输配电定价成本的监审范围、核定标准与约束机制，从制度层面确立了“准许成本加合理收益”的输配电价核定核心原则，为电网环节从“购销价差盈利”向“准许收入监管”模式转型提供了根本遵循，也为全国统一规范、独立透明的输配电价体系建设筑牢了制度根基。南方区域电力市场严格遵循“管住中间、放开两头”的电力体制改革核心思路，以独立透明的输配电价体系为基石，率先完成覆盖五省（区）全电网环节的输配电价核定工作，还同步建立了西电东送跨省跨区专项工程输电价格形成机制，清晰划定电网环节准许收入与成本边界。2021年，国家发展改革委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号），燃煤发电电量全部进入电力市场，放开燃煤发电上网电价上下浮动范围至±20%，工商业用户全部进入市场，实现了从发电侧单边让利的“价差模式”向“顺价模式”的根本性转变，全面打通“上网侧-输配侧-销售侧”的价格传导链条，将发电侧的成本波动与供需信号顺畅传导至终端用户，从根本上规避了早年电价传导失灵引发的巨额资金池亏空风险，为区域电力市场长期稳定运行提供了核心制度保障。
第三，高效的协调议事体系与利益平衡机制，为区域市场提供了体系支撑。由国家层面明确南方电网公司和南方能源监管局为南方区域电力市场建设的双牵头单位，统筹协调各省政府部门共同推动市场建设。南方区域电力市场首创了“市场建设联席会+市场建设联席会主任单位会议+工作专班研讨会制度”，联席会议作为区域市场建设的最高议事决策平台，覆盖南方五省（区）省级主管部门、电网企业和市场主体代表，统筹审定市场建设重大方案、核心规则体系，高位协调省间壁垒破除、利益分摊与成本疏导等跨省重大分歧事项；市场建设联席会主任单位会议是联席会议内部的高层核心议事形式，主要由南方能源监管局、南方电网公司以及五省（区）政府主管部门、能源监管机构的有关负责人组成，承担区域市场建设的统筹谋划与顶层设计职能；工作专班作为日常执行机构实行常态化闭环运转，清单化推进各项改革举措落地，第一时间破解市场建设实操堵点。同时，在南方区域电力现货市场启动连续结算试运行前，南方区域设立了全国首个区域级电力市场管理委员会，全面覆盖发电、电网、售电、电力用户等全类型市场主体，搭建起市场主体民主协商、共治共建的专属平台。南方区域电力市场议事协调体系从根源上破解了区域电力市场建设最核心的省间利益协调难题，为南方区域电力市场从试点探索到全面落地、持续迭代优化提供了不可替代的组织保障，也为全国统一电力市场体系建设探索了可复制、可推广的协调治理范本。
第四，多年多轮的试点探索与市场人才培养，为区域市场积累了实战经验。从2015年起，南方五省（区）分别开展了立足本省（区）电力资源禀赋条件和经济发展情况的市场化改革探索。2017年南方(以广东起步)电力现货市场入选全国首批电力现货市场试点，探索建立了适合复杂大电网运行的集中式市场规则体系和技术系统，历经多轮次、不同周期、不同场景的结算试运行后，2021年在全国率先启动了连续结算试运行，不仅为南方区域电力市场从“改革蓝图”全面落地转化为“运行实践”筑牢了坚实根基，更成为南方区域电力市场建设当之无愧的先行者与探路者，其在改革探索中积累的问题、困难与改革攻坚的经验、解决办法，为南方区域电力市场建设有效规避了潜在风险、大幅压缩了试错成本。2022年南方区域电力现货市场启动运行，通过4轮调电试运行与8轮“真金白银”的结算试运行，结算周期从2天、4天逐步拓展至按周、按旬、全月结算，全面覆盖了水电枯汛期交替、电力供需从宽松到偏紧的全工况场景，经受了新能源出力大幅波动、夏季极端高温和台风极端天气等多重复杂场景的实战考验。十余年的试点探索，从分省到统一，逐步摸清了电力市场化改革的规律与痛点，积累了应对市场波动、平衡主体利益、保障电网安全的宝贵经验，更培养了一支覆盖监管部门、交易机构、调度机构、电网企业、发电企业、售电公司、电力用户的专业化人才队伍，为区域统一市场建设提供了坚实的保障。
三、禀赋刚需：资源互补特性构成市场建设的客观需求
南方五省（区）天然的资源禀赋与负荷逆向分布特征，构成了区域统一电力市场建设的核心客观基础。区域内送受端格局清晰、互补性极强，云南、贵州水能、煤炭资源富集，是核心电力送端；广东经济总量占区域超70%、用电负荷占比超60%，是核心电力受端；广西作为西电东送通道枢纽兼具送受双重属性，海南是与主网弱连接的海岛型电网，五省（区）电源结构、供需特性、季节峰谷差异显著，形成了极强的时空互补性。与此同时，单一省份难以实现电力供需的长期自主平衡，云南水电丰枯矛盾突出，广东用电高峰缺口难以自主填补，分省闭环运行既造成严重的资源浪费，也无法保障电力供应的长期稳定安全。
传统计划模式下的省间利益矛盾与协调困境，进一步凸显了市场化改革的核心刚需。跨省送电曲线的调整直接影响送受端省份电力供需，而长期沿用的年度行政谈判模式，不仅协调成本高、决策周期长，更常陷入不管电力供应紧张还是供应宽松，送受端省份的意愿都截然相反的博弈僵局，无法适配电力供需的实时动态变化，难以形成全局最优的资源配置方案，唯有通过统一的区域电力市场，以市场分时价格信号反映供需变化、引导送受端交易决策，才能兼顾各方利益，实现跨省资源的优化配置。
四、需求牵引：新能源发展催生市场化改革内生动力
双碳目标下新能源的爆发式增长，是推动南方区域电力市场建设的核心内生动力，传统计划体制已难以适配新型电力系统的发展需求。
截至2025年底，南方五省（区）新能源装机规模约2.7亿千瓦，占区域总装机比重超过40%，已成为区域第一大电源类型。新能源具有显著的间歇性、随机性、波动性特征，对电网的分时调节能力提出了前所未有的挑战。传统的计划调度模式，难以精准匹配新能源出力与用电负荷的实时变化，无法有效解决新能源消纳的核心难题，亟需电力现货市场通过分时价格信号，精准反映不同时段、不同节点的电力供需情况，激励调峰资源灵活响应，引导新能源优化出力，实现源网荷储的实时协同。
与此同时，新能源的大规模发展，也凸显了单一省份调节资源的局限性。云南、广西等新能源装机占比高的省份，仅靠省内调峰资源难以应对新能源出力的大幅波动，丰水期弃水、弃风、弃光压力与枯水期电力供应紧张的矛盾交替出现，甚至在一天之内同时面临保消纳和保供应的矛盾，亟需统筹区域全网的调节资源。只有通过区域统一电力市场，才能打破省间壁垒，实现调峰、调频资源的跨省优化配置，提升区域电网整体新能源消纳能力。此外，南方五省（区）尤其是广东等经济发达省份，企业绿电消费需求持续攀升，可再生能源消纳责任权重考核压力不断加大，也需要区域统一的绿电交易市场，实现绿电资源的跨省优化配置，进一步推动了区域电力市场的建设进程。
五、共识破冰：以区域调频市场搭建跨省协作纽带
面对省间利益分歧的复杂局面，南方区域没有选择“一步到位”推进全电量统一出清的现货市场，而是坚持先易后难、小步快跑的改革思路，以调频辅助服务市场为改革切口，率先启动南方区域统一调频市场，迈出了区域市场建设的第一步，实现让多省（区）“坐在同一张桌子上吃饭”。
调频辅助服务市场具有交易规模小、安全属性强、利益影响范围有限的特征，不会直接触碰各省核心的电量电价利益，是培育区域共识的最佳切入点。南方区域调频市场的启动，首次实现了多省（区）市场主体、交易机构、调度机构采用同一套市场规则、同一个交易平台、同一个出清机制开展交易，打破了此前各省分散运行、互不联通的市场格局，逐步建立了常态化的跨省协商机制，让各方切实感受到了区域统一市场在优化资源配置、提升系统调节能力上的显著优势，逐步凝聚起“共建区域市场、共享改革红利”的共识，为后续区域现货市场的全面建设扫清了观念障碍，奠定了坚实的协同基础。
六、破局解难：以创新机制化解省间利益核心顾虑
省间利益平衡是南方区域电力市场从调频市场向大规模电力资源在全区域优化配置发展必须要面临的核心问题。云南作为水电大省，省内低价的水电一直以来都发挥着服务省内经济发展的重要作用，南方区域电力市场模式下，云南担心省内低价水电无限制外流，导致省内用电价格上涨；受端省份广东的发电企业同样担心大规模的外省低价电流入，抢占发电空间的同时拉低省内电价。为此南方区域通过四大创新机制，彻底打破了这一核心顾虑，找到了区域与省级利益的最大公约数。
一是锚定渐进式改革节奏，以规模管控筑牢市场平稳起步的基础。南方区域电力市场始终坚持“先立后破、稳慎推进”的建设思路，省内层面通过健全配套机制，确保中长期合约高比例签约，牢牢守住省内电价稳定的基本盘，现货电量约占10%，对省内平均综合电价影响有限；省间层面以跨省优先送受电计划为核心边界条件，从保障计划电量物理执行起步，根据市场运行成效逐步放开现货优化电量比例，以循序渐进的方式最大限度保障各省利益调整平稳可控，为区域市场长期健康运行夯实了基础。
二是创新现货市场出清机制，创新打造国内区域电力市场的标志性成果。南方区域在国内首次实现内嵌跨省输配电价的全节点联合出清，即送端省份电源进行跨省交易时，需在电能量申报价格基础上，叠加对应跨省输配电价后，再与受端省份电源同台竞价。这一机制相当于为跨省电力交易设置了合理的“门槛”，减少了跨省竞争力度，奠定逐步放开跨省资源竞争规模的原则，从根本上避免了低价电无序外流，同时保留西电东送基础计划作为送电省份的利益底线，保障了送端省份的核心利益，彻底打消了云南等送端省份的核心顾虑。
三是创新构建“1+N+5X”的分层分级规则体系，充分保障省级市场自主权。其中“1”为区域市场总体规则，明确市场建设的总体框架；“N”为区域层面的实施细则，统一区域市场的核心交易规范；“5X”为五省（区）配套实施细则，将省内中长期交易的品种、时序、组织方式等核心决策权充分下放给省级层面，初期区域层面仅明确中长期交易须具备衔接现货市场的分时曲线。这一体系下，省内市场的供需格局与博弈结果决定了省内价格水平，进而影响跨省资源分配，各省牢牢掌握了省内市场的主导权，彻底打消了省级层面的权限顾虑。
四是坚持调度与交易职能职责基本不变，保障现有管理体系平稳过渡。南方区域市场建设始终坚持不改变调度机构的安全责任定位，调度机构始终承担电网安全稳定运行的主体责任，按照各省调度范围协同处置故障。市场运营始终以电力系统安全为前提，而故障处置尽可能减少对市场运营的影响，减少对各省现货市场价格形成的干扰。广州电力交易中心及各省电力交易中心保持平等协商的合作关系，而不是上下级关系，不改变现有管理模式，充分保障了各省在电网运行与市场组织中的话语权，避免了因管理体系调整带来的改革阻力，为市场平稳运行提供了坚实的管理制度保障。
七、体系完善：完整市场体系筑牢市场运行根基
南方区域电力市场始终坚持系统观念，构建了覆盖中长期、现货、辅助服务的健全市场体系，通过一系列机制创新，实现了保供安全与资源优化的协同兼顾。
在电能量市场方面，建立了跨省与省内协同的利益平衡体系。省间通过建立省间利益平衡调节机制，充分规避了现货市场价格波动对省间利益过大调整的影响，同时创新构建“物理执行+财务对冲”的双轨合约体系，部分合约电量物理执行严格落实保供责任，财务部分则为市场主体提供灵活的价格风险对冲工具，实现了“保供”与“市场化”的有机统一。省内则通过建立中长期财务性差价合约机制，锁定市场主体的中长期收益，有效规避现货价格波动风险，保障市场平稳运行。
在辅助服务市场方面，持续深化区域统一辅助服务市场建设，持续扩大调频市场主体范围，丰富交易品种，取消省级调峰市场，统一设立区域现货调峰补偿机制，统筹全网调峰资源，实现了调节资源的区域优化配置，大幅提升了区域电网的灵活调节能力，有效适配了新能源大规模发展的调节需求。
八、风险防控：全链条闭环管理筑牢市场安全防线
南方区域电力市场始终将风险防控贯穿市场建设与运行全流程，锚定“不发生系统性、区域性风险”核心目标，构建“事前预警、事中管控、事后闭环”的全链条风险防控体系，为市场常态化平稳运行提供坚实保障。建立“区域统筹管理+省级属地管控”的双层级风险清单管理机制，区域层面梳理形成西电东送关键通道运行、区域现货市场运营、跨省送受电计划调整与执行、省间利益调整等核心风险清单，五省（区）结合属地电源结构、供需特性、电力市场特点细化形成省级分清单，逐项明确风险等级、责任主体、防控举措与应急预案，实行动态更新、闭环管控，实现风险防控全覆盖无死角。同时，严格落实市场初期中长期合约高比例签约要求，筑牢市场平稳“压舱石”；建立批零比例错配履约担保制度，差异化管控售电主体履约风险，弥补市场损失、保障终端用户权益，防范风险扩散；健全利益共享、风险共担机制，合理调节市场收益、疏导突发风险，有效应对了极端天气、一次能源价格上涨、新能源出力波动等多重考验，保障了市场连续稳定运行。
九、深化扩围：全维度延伸区域市场建设的广度与深度
推动区域内煤电、气电、水电、核电、风电、光伏、抽蓄（储能）、虚拟电厂等主要电源类型全面参与市场交易，放开发用电计划，减少优先计划对电力市场的外部性影响。建立煤电、气电容量电价机制，保障调节性电源的合理收益，筑牢电力保供底线；将梯级水电耦合关系融入现货出清模型，实现水资源的有效利用；推动新能源全面入市，按国家要求设置新能源可持续发展价格结算机制，保障新能源合理收益，促进新能源健康有序发展；推动新型储能、虚拟电厂、抽水蓄能等新型调节主体参与交易，丰富市场主体类型，增强系统调节能力；通过对区域必开机组实施统一管理，统筹保障区域电网安全稳定运行。推进代理购电用户平等参与现货交易及结算，公平承担市场经济责任。
完善跨省送电市场化交易机制，将区域内西电东送基础电量的5%放开由现货市场优化，推动计划电量向市场化交易逐步过渡；开展跨电网经营区及区域内的跨省“点对点”绿电交易，2025年以来累计成交电量超11亿千瓦时，有效促进清洁能源消纳，实现横跨东西、纵贯南北的大范围资源优化配置。
十、统筹引领：国家层面协调保障改革顺利推进
南方区域电力市场的顺利建成，离不开国家发改委、国家能源局的统一指导与统筹协调。在市场建设的关键阶段，国家能源局针对南方区域电力市场建立了“周调度、月总结”的常态化协调机制，定期调度市场建设进展，及时协调解决五省（区）之间的利益分歧、规则衔接、政策配套等重大问题，统筹推动五省（区）政府、能源主管部门和监管机构、电网企业、发电企业形成改革合力。在市场规则制定、模拟试运行、正式运行等关键节点，国家能源局全程给予专业指导与政策支持，对跨省输配电价、省间利益平衡、市场风险防控等核心问题给予明确指导，为南方区域电力市场建设扫清了政策障碍，提供了强有力的组织保障，确保了市场建设始终沿着正确的改革方向稳步推进。
南方五省（区）的发改委和能源局等主管部门始终胸怀全国统一电力市场体系建设改革大局，主动担当、密切协同，以高度的政治责任感和大局意识全力支持区域电力市场建设，同时立足本省资源禀赋与经济社会发展实际，深度参与区域市场规则与配套细则的研讨制定，积极推动省内市场配套政策与规则与区域的有机衔接，主动协调化解省内市场主体合理诉求与省间利益分歧，主动打破地域壁垒与行政藩篱，切实推动省级市场与区域市场的协同融合，形成了“国家统筹引领、地方协同发力、上下联动推进”的良好改革格局，为区域电力市场建设提供了坚实的地方保障。
十一、面向未来：持续深化改革推动市场高质量发展
站在新的发展起点，南方区域电力市场将持续深化改革，不断完善配套政策、机制与体系，推动市场向更高水平、更高质量发展，重点推进六大方向的优化完善。
一是持续深化输配电价改革，完善科学合理的输配电价体系，逐步将跨省输配电价从单一电量制向两部制过渡，最终实现单一容量制，一举打破省间送电壁垒，实现真正意义上的五省（区）同台竞价，促进电力资源大范围优化配置。二是推动西电东送完全市场化配置，逐步放开跨省送受电计划的市场优化比例和省间利益平衡调节系数，释放跨省电力优化配置空间，最终实现省间送电框架协议转为财务性合约，发挥防范现货价格波动风险的作用。三是推动价格信号精准传导，优化零售市场机制，实现批发分时价格向终端用户的及时传导；逐步推动用户侧采用分区或节点电价结算，替代统一结算点模式，让价格信号更精准地反映供需与电网阻塞情况，引导用户合理布局并优化用电行为。四是完善市场核心机制，推动用户侧主体交易申报信息纳入日前市场出清，通过供需互动更好发现现货价格，并消除发用电不平衡电费；完善中长期签约比例、交易限价等关键参数，促进中长期价格向现货收敛；健全跨省不平衡资金分类和分配机制，持续提升市场运行效率。五是推动跨经营区交易常态化，加强与国家电网经营区的市场协同，实现跨经营区电力交易常态化开展，深度融入全国统一电力市场体系。六是稳步推进市场国际化，面向南亚东南亚国家，持续推进电网互联互通规划建设，逐步从跨境电力贸易向共同市场演进，最终实现统一现货市场，推动南方区域电力市场国际化发展，服务“一带一路”建设。
廿年破冰前行，廿年融合发展，南方区域电力市场走出了一条符合南方实际、具有中国特色的电力市场化改革道路，为全国统一电力市场建设积累了宝贵的实践经验。未来，南方区域电力市场将始终坚持稳中求进的工作总基调，妥善处理好政府与市场的关系、区域与省级的关系、中长期与现货的关系、保供及运行安全与资源优化的关系、不同主体同台竞价的利益平衡关系这五大核心关系，始终坚持平稳起步、先易后难、试点先行、敢为人先的改革基调，持续深化改革、完善体系，不断提升电力资源优化配置效率，为服务双碳目标、保障国家能源安全、推动经济社会高质量发展、建设能源强国作出更大贡献。
