五省区电力进入同一交易池
10月24日，覆盖广东、广西、云南、贵州、海南五省区的南方区域电力市场转入正式运行。这是全国首个转入正式运行的区域电力市场，也意味着持续一年多的连续结算试运行进入常态化阶段。
据《经济参考报》披露，该市场自2025年6月启动连续结算试运行，现已形成中长期交易、现货市场和辅助服务市场相互配合的多层体系。煤电、水电、核电、风电、光伏和气电在同一规则下竞价，发电企业、售电公司、电力用户以及储能、虚拟电厂等新型主体进入同一市场。
现货交易的价格发现频率明显提高。市场按照供需情况形成节点电价，每15分钟刷新一次；中长期合约则承担稳定预期的功能。据《经济参考报》，约九成市场电量已通过中长期合约提前锁定，现货部分主要用于反映实时供需和调节偏差。
这一安排的目的，是改变过去省间电力交易依赖“一线一议”“一事一议”的状态。云南、广西等地富余水电和新能源过去未必能顺畅进入广东负荷中心，而广东在部分高峰时段仍需要组织外来电力。统一市场试图用连续交易替代临时协调，让电力按价格和通道条件跨区域流动。
注册主体很多，真正结算的有多少仍未披露
市场吸引力首先体现在主体数量上。据公开信息，五省区注册登记的买卖主体已超过29万家；其中集中式新能源交易主体超过1200家，储能、虚拟电厂等新型经营主体超过500家。试运行以来，2026年前9个月市场交易电量相当于五省区全社会用电量的约七成。
但几个关键口径仍不透明。29万家是累计注册数量，素材没有拆分发电、售电和用电企业，也未披露实际参与现货交易并形成结算的活跃主体占比，更缺少当月活跃与累计注册之间的对照。这一数字的成色尚待独立验证，不能直接视为真实交易深度。
“七成用电量”同样需要拆开看。现有公开口径没有说明其中现货与中长期交易各占多少，也未披露云南、广西富余新能源的实际跨省消纳量及弃风、弃光率。市场交易量高，不等同于新能源消纳难题已经解决。
一些已披露的细项提供了参考：2026年1月至9月，广东直接交易电量为3862亿千瓦时，同比增长14.2%；广东受入西电1714亿千瓦时，其中年度交易签约1671亿千瓦时，年内增送43亿千瓦时。这些数字来自南方电网广东电网公司，属于省级累计口径，与五省区全市场注册规模并非同一统计范围。
绿电跨省买卖已经落地，规模仍偏小
正式运行后，绿电和绿证不再局限于省内交易。公开信息显示，市场已累计消纳来自新疆、青海、甘肃等省区的绿电12.1亿千瓦时；老挝水电送电广东累计达到1.6亿千瓦时。广东电网能源投资公司还组织跨省“点对点”绿电交易，为广东联通、广东电信采购云南、广西绿电147.6万千瓦时，用于数据中心绿电消费。
对企业而言，跨省绿电交易开始从政策安排变成可执行合同。广东新巨能能源科技有限公司副总经理郭星表示，跨省跨经营区“点对点”绿电交易常态化后，售电公司可直接为客户购买多省绿电，满足消费需求并形成差异化服务。
不过，与广东前9个月3862亿千瓦时的直接交易量相比，已披露的单笔跨省绿电交易规模仍然有限。市场已经打通渠道，但通道容量、输电价、政府性基金如何分摊，以及跨省绿电到户价格与省内电源价格相差多少，现有素材均未给出系统数据。绿电交易能否从示范项目扩大为常态规模，还不能只依据渠道开通下结论。
另一个新机制是输电权交易。南方区域电力市场已组织全国首次输电权交易，首笔成交电量2116万千瓦时。输电权可以给跨省交易主体提供一定程度的 congestion 风险对冲，但首笔规模尚小，距离成为成熟的风险管理工具仍有距离。素材未披露后续交易频次、价格和持仓结构。
价格能动了，风险也回到企业账面
统一市场并不意味着五省区电价完全相同。更可能出现的情况是区域均价相对平稳，但不同节点、不同时段的价格分化扩大：丰水期西南水电大量送入广东时，广东购电成本可能下降；晚高峰、极端天气或输电通道受限时，局部价格则会上升。
广州白云国际机场业务部门经理邢刚表示，南方区域现货市场统一出清落地后，五省区资源优化配置，丰水期西南低成本水电送入广东，有效降低企业购电成本。该表述来自企业公开反馈，但公开素材未提供机场购电价格的前后对照，具体节省金额无法核验。
波动并不只影响用户。发电企业要从相对稳定的计划环境进入连续竞价环境，报价策略、负荷预测和成本控制能力将直接影响收益。现货价格信号还会传导到储能、虚拟电厂：只有在价差足以覆盖充放电损耗和容量成本时，灵活性资源才可能实现可持续盈利。
居民用电并未同步放开。按照现行安排，居民电价仍执行国家定价，不直接参与现货价格波动。需要关注的不是居民账单立即变化，而是工商业价格形成机制调整后，售电公司能否真实管理风险，而不是把短期低价当作长期承诺。
财务代价尚无法量化
这场改革涉及交易系统建设、计量结算改造、跨省通道运营和市场主体风险准备，并非没有成本。不过，现有素材未披露南方电网的扣非净利润、自由现金流，以及交易系统建设投入占营业收入的比重，也未提供发电企业因现货价格波动产生的损益数据。
因此，目前只能说电力市场建设正在消耗新增资源，却不足以判断这些投入对应多少财务余量。新能源企业是否因消纳改善而增加有效收入、煤电企业是否承受价格下行压力、储能项目能否获得稳定回报，都需要后续财务数据补充。
同样不能完成的是跨区域硬比较。现有素材没有提供北方区域电力市场和浙江等现货试点省份的同口径数据，而29万是五省区累计注册数，广东511家售电公司和11.94万户电力用户则是省级零售口径。统计范围和活跃标准不同，不能直接并列，也不能据此判断南方市场已经领先。
真正要看的不是注册数，而是结算和消纳
南方区域市场的价值，在于为全国统一电力市场提供一套经过连续结算检验的规则。但“首个正式运行”仍属于制度节点，而不是竞争结果。尤其在高比例新能源接入后，电力供给的随机性增强，如果通道约束、辅助服务定价和容量补偿机制跟不上，现货价格可能更频繁地暴露局部失衡。
接下来两个季度有两个可验证指标：一看2026年第四季度至2027年第一季度，形成实际结算的活跃主体占比、现货交易电量占比是否提高；二看云南、广西新能源利用率、弃风弃光率，以及输电权交易是否突破首笔2116万千瓦时的试水规模。若注册数继续增加、活跃结算占比和跨省新能源消纳量却长期停滞，所谓区域统一市场的资源配置效果就将被证伪；反之，则意味着市场开始从制度落地转向真实交易。
- 21世纪经济报道《21社论丨以“区域电”探索“全国通”》
- 证券日报《“电力超市”带来三重变化》
- 新华社三农、《经济参考报》《南方区域电力市场转入正式运行 保供根基持续夯实》
- 澎湃新闻《五省区资源灵活流转，我国首个区域电力市场正式运行》
- 南方电网广东电网公司公开数据
