10月24日，我国首个区域电力市场——南方区域电力市场结束连续结算试运行，正式转入常态化运行。这标志着覆盖广东、广西、云南、贵州、海南五省区的全国首个跨省区域电力市场完成从“试验田”到“标准田”的跨越，也为全国统一电力市场建设积累了可复制、可推广的系统性实践经验。作为新一轮电力体制改革进程中的重大标志性成果，南方区域电力市场的“转正”，不仅是南方五省区电力市场化改革的里程碑，更为我国加快建设新型能源体系、保障能源安全稳定供应注入了强劲的市场化动力。

南方区域电力市场从启动模拟运行到实现常态化运行，走过了数年的探索征程。从2022年首次启动区域现货模拟运行，到历经多轮调电不结算、短周期调电结算试运行，再到2025年6月正式启动连续结算试运行，最终实现平稳转正，整个过程始终坚持“稳中求进、先试后行”的改革节奏，先后经历枯汛期交替、高温炙烤、超强台风、新能源高渗透率并网等数十种复杂场景的实战检验。如今，这个覆盖超7000余个电网节点、注册经营主体突破29万家的全球最大的“电力超市”，市场化交易电量占比已超过70%，单日最高交易电量突破50亿千瓦时，超过英、法、德三国单日用电总量，走出了一条适配高比例新能源接入、交直流电网混合运行的区域电力市场化改革路径。

这份沉甸甸的“南方答卷”，最鲜明的底色是坚持以市场化机制激活资源配置效能。不同于传统固定电价模式，南方区域电力市场建立起每15分钟动态更新电价的现货交易体系，让“高峰高价、低谷低价”“紧张高价、宽松低价”的时空价值信号充分显现，打破了过去省间电力调配的计划壁垒。在迎峰度夏电力供需紧张时段，西部富余的水电、新能源电力通过市场机制精准流向广东、海南等负荷中心，2025年西电东送送电总量达到2616亿千瓦时，创下历史新高，较优先计划增送电量超过200亿千瓦时。在新能源大发的用电低谷期，灵活的价格信号又引导用户错峰消纳清洁能源，推动南方区域风电、光伏利用率持续高于全国平均水平。这种“通道跟着市场走、市场围着需求转”的运行模式，让过去“计划送多少”转变为“市场要多少”，实现了更大范围、更高效率的电力资源优化配置，也让区域电力运行的整体经济性显著提升，受端省区购电成本得到合理控制，实实在在的改革红利持续惠及实体经济。

这份沉甸甸的“南方答卷”，最突出的亮点是走出了一条绿色低碳与市场建设协同共进的特色路径。当前南方区域新能源装机容量已突破3亿千瓦，约为2020年的4.5倍，成为南方五省区第一大电源，非化石能源发电量占比达到55%，达到世界同等规模电网领先水平。面对新能源发电随机性、波动性的现实挑战，南方区域电力市场没有简单照搬传统电力市场的建设经验，而是主动将新型储能、虚拟电厂、抽水蓄能等新型调节主体全面纳入市场体系，构建起中长期交易“压舱石”、现货交易“风向标”、辅助服务交易灵活调节的交易体系。2025年区域辅助服务市场规模达到31.6亿元，同比增长28.9%，煤电容量电价机制平稳落地，全年为煤电企业增收132亿元，既保障了传统电源的兜底保供能力，又为清洁能源消纳腾出了充足空间。在此基础上建成的全国领先的绿电绿证交易体系，2025年以来累计交易量突破4500亿千瓦时，占全国绿电绿证交易总量的60%，不仅有力支撑了粤港澳大湾区等负荷中心的绿色用电需求，也为第十五届全国运动会等重大活动实现绿电全覆盖提供了坚实保障，让绿色电力的环境价值通过市场机制得以充分显现。

这份沉甸甸的“南方答卷”，最核心的价值是为全国统一电力市场建设蹚出了一条可行路径。长期以来，跨省区电力市场建设面临着规则不统一、省际协调难、技术支撑不足等诸多现实难题。南方区域电力市场在实践中创新构建“1+N+5X”分层规则体系，以1个区域通用运营规则为核心，配套N类统一交易细则，再由五省区结合本地实际制定5套差异化实施细则，既守住了区域市场的整体性，又兼顾了不同省份的资源禀赋差异，打造出跨省电力交易的“通用语言”。自主研发的全国产化“天权”电力市场求解器，能够高效支撑超230万项出清变量的实时计算，性能超越国际同类产品，为大规模区域现货市场稳定运行筑牢了底层技术支撑。全国首个区域电力市场管理委员会的成立，搭建起“五省区政府、能源监管机构、经营主体共同参与”的议事协调平台，有效助力破解了跨省改革中的利益协调难题。这些从实践中探索出来的制度创新与技术突破，为全国统一电力市场建设提供了体系化的“南方样本”。

南方区域电力市场的正式转正，不是改革的终点，而是深化拓展的全新起点。面向“十五五”，持续优化区域市场规则、深化跨经营区电力交易协同、探索面向澜湄国家的跨境电力市场互联互通，进一步释放市场化改革的深层红利，这个从南粤大地起步的区域电力市场，必将为我国加快建设能源强国、以能源绿色低碳转型支撑经济社会高质量发展，贡献更多可复制、可推广的成功经验。