广东电力现货市场（以下简称“广东市场”）自2021年11月起进入连续结算试运行，并于2023年底转为正式运行，至今已平稳运行超过三年半。其在现货运行方面的先进经验，为南方五省区建设区域级电力现货市场奠定了重要基础。2025年6月28日，南方区域电力现货市场（以下简称“区域市场”）正式启动连续结算试运行，成为我国首个突破省级行政区划限制、实现多省区电力资源统一优化配置的电力现货市场。
为更好地应对从广东市场向区域市场的转型，本文对区域市场中的关键机制展开分析，旨在系统梳理其运行逻辑，探索未来发展方向，并为相关市场主体提供参考。
区域市场关键机制
新能源报量报价参与现货市场
目前，新能源可通过“报量报价”和“报量不报价”两种方式参与电力现货市场。采用“报量不报价”方式的新能源场站需申报运行日的功率预测曲线，作为现货市场出清的边界条件；而采用“报量报价”方式的新能源场站则需同时申报电量和价格参数，由现货市场出清模型依据总成本最小化原则优化其发电功率。从实际参与情况看，相较于2024年11月，转入连续结算试运行时采用“报量报价”方式参与市场的新能源场站数量已从165家增加至501家。
新能源通过“报量报价”参与市场，并经由现货出清公平参与系统调控，是新型电力系统建设的必然趋势。目前，在区域市场中，除广东省新能源出清出力下限参数设为1以外，其他省份均为0.5。这意味着广东的报量报价新能源机组在出清中仍被视为边界条件，未能为系统提供调节空间，并且可能引发“小消纳大成本”问题。根据相关分析，在广东新能源出力100%全额消纳的情况下，午间新能源大发时，为控制相关断面功率不越上限运行，系统需优化停运断面内火电机组；而到晚高峰时段，随着新能源出力下降及负荷需求上升，系统又需优化断面内其他火电机组开机。经反演测算，通过该机组换停的方式可增加新能源消纳电量，但却带来高昂的消纳成本。随着新能源装机规模持续扩大，广东省新能源出清下限参数或面临下调。
2025年下半年，各省（市、区）已陆续出台与新能源136号文相衔接的落实方案和规则、机制，各省（市、区）政策对区域市场运行的具体影响仍需持续关注。
省间利益平衡临时调整机制
为合理控制结算试运行期间的市场风险，并与现有跨省跨区中长期市场有效衔接，避免送受电省区之间利益出现大幅波动，区域市场针对省间送电类别的现货结算模式，采取电费回收或补偿的方式实施收益调节。具体操作上，对于送、受电省区，省间送电类别的现货市场费用采取事后核算方式，以落地侧为基准，逐日统计现货市场费用与收益调节基准之间的差值。若该差值超出收益调节基准的±k范围（k为允许收益偏差范围），则超出部分按日向受电端省区回收或补偿，并等额传递至送电端省区，以保障市场平稳过渡。
在历次结算试运行中，区域市场逐步将k值从最初的5%放宽至目前的50%。根据相关结算报告分析，该机制呈现以下特点：
一是省间利益平衡调整机制在市场起步阶段作用显著。随着参数逐步调整，省间利益平衡临时调整的电费规模逐步缩小，调节电费总体可控。
二是中长期交易作为“压舱石”的作用突出。在当前中长期交易电量占比较高的情况下，触发省间收益调节机制的临界价格随参数放宽而逐步提高，已远超当前出清价格范围，触发概率极低。
三是部分省区出现低价抢开机、抢发电现象，与相关兜底措施存在一定关联。非理性报价行为导致出清价格失真，改变了基于成本的省间优势对比，存在省间利益非市场竞争性转移的可能。
随着区域电力市场运行趋稳，市场主体对现货交易规则日益熟悉，预计该机制将在2025年底前将k值放开至100%，完成其历史使命。
跨省不平衡资金处理机制
区域市场的运行仍存在计划与市场并轨的情况，不可避免地会产生不平衡资金。目前，区域市场中的跨省不平衡资金主要分为三类：阻塞类、市场类和保障类。
阻塞类不平衡资金：当阻塞的输电通道两端节点价格出现差异，即电力输入节点的出清价格高于电力输出节点的价格，导致系统电力消费费用与系统总电力生产费用不一致，两者差额即为阻塞类不平衡资金。
市场类不平衡资金：因跨区跨省送电类别在中长期市场、日前市场或实时市场的边界条件发生变化，在出清过程中送电类别两侧价格优势发生逆转，导致前一市场存在出清电量或合约电量，而本市场出清电量为零，由此产生的不平衡资金。
保障类不平衡资金：因特殊机制或政策性保障安排（如保障系统安全、保障优先计划送电等）所产生的不平衡资金。
市场主体如何应对市场变化
区域市场遵循“边运行、边完善”的原则持续优化，在保障电力安全供应和统筹各省利益的基础上，市场机制正逐步向更灵活、高效、公平的方向发展。面对区域市场运行带来的新规则、新机制与新挑战，市场主体应主动适应、积极应对。以下提出三点建议：
从省级视角拓展至区域视角
在传统模式下，跨省送受电通常以边界计划值的形式存在。而在区域市场模式下，南方五省区联合出清，能够在更大范围和更短时间内实现资源优化配置，各省现货价格与中长期价格的关联也日益紧密。因此，市场主体在制定交易策略时，应从省级视角逐步转向区域视角，综合分析各省供需形势、一次能源价格走势、跨省输电通道检修安排，以及西南主要流域水情等因素，以更准确地预判市场动向并防范风险。
加强规则理解，把握交易机遇
随着全国统一电力市场建设加速推进，开展跨省点对点交易、跨经营区交易、输电权交易等有望实现常态化并受到更多关注。市场主体应加强对电力市场规则的学习与研究，深入理解跨省输配电价、优先计划约束、不平衡资金分摊与分享等核心机制，提升市场分析与交易策略制定能力。在跨省通道具备交易条件时，及时把握交易机会，实现资源跨区域高效流通与交易收益。
推进电力交易智能化
以广东市场为例，过去220千伏以上节点约2000多个，区域市场运行后节点数量增至6000多个。未来随着110千伏节点新能源场站及用户侧报量报价逐步纳入区域市场出清模型，数据规模将进一步扩大。传统人工处理方式难以应对数据激增的挑战，市场主体应尽早布局智能化系统，借助AI算力提升电力交易数据处理、分析与预测能力，从而更有效地制定交易策略。
强化风险管控，构建动态应对机制
在区域市场运行初期，由于规则仍在持续优化，价格波动性较强，加之省间利益调节、跨省不平衡资金分摊等机制尚处于动态调整阶段，市场主体面临的不确定性显著增加。建议市场主体构建覆盖“价格、合约、资金、政策”的多维度风险识别与预警体系，并借助模拟出清、情景分析等手段，动态评估不同市场情景下的收益与风险敞口。同时，应建立快速响应机制，在突发政策调整或价格异常波动时，及时调整报价策略与持仓结构，以避免因信息滞后或决策延迟造成的损失。
展望未来，随着新能源全面参与市场、跨省点对点及跨经营区交易常态化、西电东送市场化灵活调节，以及更多新型主体进入市场，区域电力市场将不断迈向高质量发展新阶段，为全国统一电力市场的全面建成提供有力支撑。
