过去，南方多个省份常常因限电成为媒体关准的焦点。
今年夏天，南方用电形势仍然紧张。7月24日，广东、广西、云南、贵州、海南五省区用电负荷年内第二次创历史新高，达到2.43亿千瓦。但今年并未出现停电、限电等情况，这要归功于近年来南方电网持续推动的电力市场化改革。
曾在全国率先探索电力改革的广东，在全国电力市场建设中创下多个“第一”:2015年，广东在全国率先通过交易平台组织电力用户与发电企业开展线上集中竞争交易，拉开了电力中长期集中交易的“帷幕”；2018年，广东发布了“1+8”现货市场规则体系，标志着我国首个电力现货市场交易规则问世。经过二十多年的改革，广东电力市场形成了“中长期+现货+辅助服务”的市场架构，并在加大力度推进现货市场的建设。
事实证明，就是这场率先发起的电力改革，帮助南方多省建立了合理的价格发现机制，让市场真正发挥了供需调节的作用。2023年，广东电力市场规模达5754亿千瓦时，位居全国第一，其中通过市场直接交易电量达3141亿千瓦时。
党的二十届三中全会提出全面深化改革，强调推进水、能源、交通等领域价格改革，优化居民阶梯水价、电价、气价制度；深化能源管理体制改革，建设全国统一电力市场。自7月1日起，新的《电力市场运行基本规则》正式施行，这是继2005年后，我国电力市场体系顶层设计的又一重要更新。《规则》的一大亮点是将储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等在内的新型电力经营主体新增进入。
南方电网公司市场部主管王龙表示，南方区域电力现货市场已连续运行近两年，市场体系不断完善，区域大市场优化作用明显。按照计划，南方区域电力市场将在今年年底前实现按月结算试运行，在2025年实现连续结算运行。今年，广东预计电力的市场直接交易规模将达到3600亿千瓦时。
供需双方都要看“市场的信号”
伴随着用电高峰的到来，广东7月用电需求总申报量较上月增加了24.42亿千瓦时，增长率为7.01%；月度交易需求增加了5.86亿千瓦时，增长率为5.59%。最终在7月份，广东中长期电力交易成交电量达70.43亿千瓦时，成交均价408.73厘/千瓦时，价格比上月下降了1.68厘/千瓦时，在迎峰度夏的关键节点平抑电力价格的剧烈波动，降低用电成本。
如今，广东中长期电力交易约占整个电力交易的一半。随着市场化改革的深入，电力现货交易的市场也在紧锣密鼓进行。现货市场衔接中长期交易与实时运行，这被认为是电力交易改革在市场化 “提质”的重要一环。
力调度现货大厅里，大屏幕上的交易数据不断更新，每15分钟电力供需情况和成本变化就会定时刷新，这成为电力市场的风向标。
广州电力交易中心总会计师王鑫根表示，要激发各方主体参与市场的积极性，必然通过价格信号让参与方能够从中得到实惠，市场的目的，既是保安全、保稳定，更关键的是还能让经济效率更高。
比如在省外电力交易方面，目前有超过700家来自广东、广西、云南、贵州、海南等南方五省区的发电企业和用电企业参与现货交易。双方报出未来一天24小时电量买卖需求和期望出售价格，经过出清系统全自动的复杂运算，最终输出成交电量及价格。
“7月份，出清价格略微升高，反映出高温天气下，市场对电力需求更大。”广州电力交易中心电力交易员陈灏表示，发电企业将更有意愿发电，用电企业则要掂量着节省用电。电力现货市场实现了发电成本的有效传导，释放了真实的价格信号，而供需双方都要看“市场的信号”。
2018年8月，广东在全国率先发布“1+8”现货市场规则体系，标志着我国首个电力现货市场交易规则问世。“1”是指《广东电力市场运营基本规则》；“8”是指以基本规则为基础，对中长期交易、现货电能量交易、市场结算等8个方面制定的实施细则。
据《2023年广东电力市场年度报告》显示，2023年广东电力市场规模达5754亿千瓦时，占广东全社会用电量比例约68%，市场直接交易电量达3141亿千瓦时(位居全国第二)，经营主体数量突破7.9万家，基本建成品种最齐全、规模领先、最具活力的电力市场。
到今年，广东电力市场交易的规模进一步扩大。根据《关于2024年电力市场交易有关事项的通知》，2024年广东电力市场规模约为6000亿千瓦时，与2023年5500亿千瓦时的市场规模相比，增加了500亿千瓦时。
另外，广东还鼓励10kV及以上工商业用户直接参与市场交易，其中年用电量500万千瓦时及以上的工商业用户原则上直接参与市场交易；具备条件的10kV以下工商业用户可自主选择直接参与市场交易。
新型电力系统建设提速
2024年，我国再一次更新了电力市场体系顶层设计——《电力市场运行基本规则》。与19年前相比，电力市场的一大重要变化在于新能源的比重不断上升。
“深化电力体制改革不只是电力行业内部要求，而是‘双碳’目标背景下，社会经济科学发展的必然。电力体制改革的背景不仅是电力系统的深刻变革，同时也体现了国家能源及环境战略的深刻变革。”在业内人士看来，电力改革的另一具体体现是推进电力现货市场建设。
例如，通过电力现货市场来发现电能的分时分区价格和各类辅助服务的价格，既能体现风电、光伏等新能源的电力价值和对电力系统带来的冲击与成本，又能体现出火电等传统电源发挥的调节性价值，并利用电力现货市场产生的分时价格来吸引储能、虚拟电厂等新型发电主体参与市场，从而利用市场机制促进清洁能源的消纳，助力新型电力系统的建设。
而广东在构建新型电力系统这方面更显主动。
数据显示，截至今年6月底，全国可再生能源发电装机达到16.53亿千瓦，同比增长25%。广东新能源装机容量截至今年5月底已经达5183万千瓦，占比达25.7%，到2025年，广东非化石能源发电装机目标占比更将达到44%。
从2024年1月起，广东省内220千伏及以上电压等级的新能源机组全部参与现货市场交易，目前已有45台新能源机组参与，装机容量超过1500万千瓦。今年，广东省能源局提出，确保可再生能源机组优先发电，努力实现弃水电量显著减少，风电、光伏等新能源全额消纳。广东在全国首先提出，逐步完善可再生能源电力消纳责任制，明确可再生能源电力消纳的配额以及消纳责任主体。
“风电、光伏往往‘靠天吃饭’，具有‘极热无风’‘晚峰无光’等波动性、间歇性特点，需要电力市场具备足够的灵活性和适应性，不断优化市场竞争机制和价格传导机制。”业内专家认为，电力现货交易频次高、周期短，更符合新能源波动性、难以预测等特点，可精准反映实时供需，进一步还原电力商品属性。
今年7月，南方区域电力现货市场成功完成首次按周结算试运行。在为期7天的交易结算中，电力价格紧跟供需变化，平均价格为每千瓦时0.259元，充分验证了市场在汛期来水、新能源大幅波动、保供电等多种复杂场景下的合理性和可行性。
力调度控制中心技术专家梁彦杰表示，区域市场按周结算试运行期间，通过调峰机制共促进南方区域清洁能源消纳约3000万度电，相当于减少约9000吨燃煤的使用。
以新能源为主体的新型电力系统不仅要适应风、光电源的波动性，也更需要储能的参与，使供需均具有足够的灵活性与可调节能力。
近年来，广东推动发用两侧主体“应进全进”，实现煤电、气电、核电、新能源、新型储能等同台参与现货交易，有序推动工商业用户全部进入市场。比如，广东今年将抽水蓄能、虚拟电厂纳入现货等试点交易。
7月24日，广东电力交易中心发布《广东省抽水蓄能参与电力市场交易细则》，提出抽水蓄能按“报量报价”方式参与现货电能量市场交易，进行全电量出清，在一定程度上解决了抽水蓄能电站盈利问题。
业内人士也认为，在推动新能源参与电力市场的同时，也需要积极创造条件实现新能源的绿色价值，比如健全推进绿色电力交易、完善可再生能源绿色电力证书制度，这样电力用户可以通过绿电交易或购买绿证，更有效利用绿色能源。
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