作为“试验田”“示范区”，推进全国统一电力市场体系建设率先在南方区域落地。为配合全国范围的市场联合运行融合发展，国家能源局南方监管局（以下简称“南方能源监管局”）在更大范围内促进电力资源共享互济和优化配置，为全国统一电力市场体系建设积累了宝贵经验。就南方区域为推进全国统一电力市场体系落地做了哪些工作，取得了哪些实际成效，社会反响如何，南方区域推进省间现货市场协同运行工作取得哪些实际成果，国家发展改革委、国家能源局先后印发的《南方区域电力市场工作方案》及《南方区域电力市场实施方案》有何重要意义等问题，南方能源监管局作出答复。
南方区域率先推进全国统一电力市场体系落地的具体工作有哪些，取得了哪些实际成效，社会反响如何？
2021年11月，中央全面深化改革委员会第二十二次会议强调，要加快建设全国统一电力市场体系。2022年1月，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》，为全国统一电力市场体系建设指明了路径。其中，市场体系包括国家市场和省（区、市）/区域市场两个层级。南方五省（区）作为我国改革开放的前沿，自“中发9号文”出台以来，在国内率先开展了区域电力市场建设。
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在中长期市场方面，构建了跨区跨省与省内协同运作的中长期交易机制，满足各类市场主体在年度、月度、季度、周的交易需求，实现了市场规模稳定增长。2016年至2021年，南方区域累计组织跨区跨省市场化交易电量超2500亿千瓦时，省内市场电量也由2016年的1519亿千瓦时增长到2021年的5799亿千瓦时。
在现货市场方面，落实国家现货试点建设任务，实现了南方（以广东起步）电力现货市场试点平稳起步。南方（以广东起步）电力现货市场于2018年在全国率先启动试运行，于2021年11月进入连续运行。市场运行情况表明，电力现货交易机制能够发现价格信号，有效引导发电行为，促进电力安全供应和清洁能源消纳。
在辅助服务市场方面，建成了以“区域调频+区域备用+省级调峰”的多品种、多功能辅助服务市场体系，有效提升系统调节能力。区域调频市场于2021年7月启动正式运行，实现了调频资源在南方区域的集中优化配置与充分竞争，培育了“电源侧+储能”参与调频市场这一新业态；调峰市场2021年先后在贵州、海南、广西启动正式运行，累计为清洁能源腾出发电空间8.3亿千瓦时，为化解调峰矛盾提供了有力的手段；区域备用市场于2022年4月启动了试运行，通过利用各省负荷时间差异特性充分挖掘富余备用容量，更好保障电力供应。总的来说，经过近几年发展，南方区域电力市场已初步建立“中长期市场、现货市场、辅助服务市场有序衔接、主体多元、品种丰富”的市场体系。
2022年1月，国家发展改革委、国家能源局批复同意《中国南方区域电力市场工作方案》，将南方区域电力市场建设推向新的阶段。本阶段的重点任务是在前一阶段多层次、多品种市场齐头并进的基础上，进一步加强市场的统筹设计，做好跨省市场和省（区）内市场的协同，以及中长期市场、现货市场和辅助服务市场的衔接，形成南方区域多层次统一电力市场体系，为加快建设全国统一电力市场体系作出积极探索。为有效完成上述任务，南方电网公司、南方能源监管局协同落实主体责任，组织南方五省（区）政府能源主管部门、能源监管机构以及相关市场主体建立了南方区域电力市场联席会议机制和专班工作机制，在不到半年时间内，编制了《南方区域电力市场实施方案》，完成了南方区域电力市场设计；建立了“运营规则+中长期、现货、结算、信息披露等区域市场实施细则+省（区）市场相关实施细则”，即“1+4+N”交易规则体系；出台了省间周交易指引和跨省跨区送电参与南方（以广东起步）电力现货市场偏差处理办法，进一步完善了南方区域现有省间交易机制；推进了南方区域电力辅助服务市场建设，开发了跨省电力备用辅助服务市场交易品种，将贵州纳入南方区域调频辅助服务市场交易范围，充分运用调峰辅助服务市场机制应对今年春季西南水电大发，促进了清洁能源消纳。2022年7月23日，南方区域电力市场正式启动试运行，启动仪式受到国内权威媒体的广泛报道，相关省（区）的市场主体也积极参与到试运行各项工作当中，各方对区域电力市场充分发挥大范围资源优化配置作用充满期待。
国家发展改革委、国家能源局先后印发的《南方区域电力市场工作方案》及《南方区域电力市场实施方案》的重要意义
2022年1月，国家发展改革委、国家能源局正式批复《中国南方区域电力市场工作方案》，复函要求南方电网公司会同南方能源监管局落实好主体责任，稳步推进中长期、现货和辅助服务市场相衔接的南方区域电力市场建设，为加快建设全国统一电力市场体系作出积极探索。工作方案的主要内容是，明确了南方区域电力市场建设的总体目标、职责分工和工作任务。工作方案从上报到批复，历时近10个月时间，其中经历了多次向国家部委的专题汇报，多轮向社会各界征求意见，以及反复修改完善的过程，最终版本已基本取得各方一致意见。工作方案得到国家发展改革委、国家能源局正式批复，意味着国家层面明确了开展区域电力市场建设的决心，将南方区域电力市场纳入全国统一电力市场体系，也赋予了南方区域在电力市场化改革发展中新的任务。
2022年6月，国家发展改革委、国家能源局正式批复《南方区域电力市场实施方案》，复函要求南方电网公司会同南方能源监管局落实好主体责任，在充分考虑南方各省（区）电力市场建设基础条件差异的前提下，组织编制交易实施细则，完善技术支持系统，加强跨省跨区送电与南方（以广东起步）现货市场衔接，稳步推进南方区域电力市场建设。实施方案从南方五省（区）电力市场建设进展的实际出发，对南方区域电力市场涉及的跨省优先发电计划、中长期、现货、辅助服务等品种进行了统筹设计，重点完善了跨省市场和省（区）内市场的衔接，以及各交易品种之间的衔接，形成南方区域多层次统一电力市场体系。实施方案的编制，在南方区域范围内，同样经历了反复争论、沟通、协调，直至达成一致意见的过程，方案最终得到国家发展改革委、国家能源局正式批复，意味着南方区域在国家部委的指导下，自主完成了电力市场设计，为下一步开展市场交易规则编制和技术支持系统开发完善提供了基本遵循。
实施《南方区域电力市场工作方案》及《南方区域电力市场实施方案》的具体做法有哪些？将面临哪些挑战？
《中国南方区域电力市场工作方案》设定了南方区域电力市场的建设目标，即在2025年以前，结合国家“十四五”规划要求，在南方五省（区）范围内建成涵盖优先发用电计划、中长期市场化交易、现货电能量交易和辅助服务市场交易的南方区域电力市场；明确了市场建设工作的组织方式和职责分工，即国家发展改革委、国家能源局牵头中国南方区域电力市场建设，由南方电网公司会同南方能源监管局落实市场建设主体责任，成立工作专班，组织广东、广西、云南、贵州、海南各省（区）政府主管部门以及南方电网公司等相关单位提出具体工作安排，协调解决建设过程中有关问题；制定了包括编制市场实施方案、落实跨省优先发电计划、建设南方区域中长期、现货、电力辅助服务市场等重点工作计划。
《南方区域电力市场实施方案》在工作方案的基础上，进一步完善了市场建设目标，优化了市场建设和运营的组织方式、职责分工，并且对南方区域多层次统一电力市场体系进行了总体设计，明确了跨省优先发电计划、中长期、现货、辅助服务等市场的基本交易机制和衔接机制，为后续市场运营规则和配套实施细则的编制，以及技术支持系统的开发提供了基本遵循。
面临的挑战包括：一是交易规则体系制定需要协调各方达成一致。南方区域电力市场覆盖南方五省（区），市场交易关系到不同省（区）各类市场主体的利益，以及地方政府主管部门对市场的宏观调控，尽管已经在基本交易机制方面形成一致意见，但要形成更为细化的交易规则体系，仍存在复杂矛盾和重重阻力需要化解。下一步，将继续按照从宏观到微观的思路，组织相关方进行充分沟通和研讨，逐步消弭分歧，逐条形成规则条款。二是市场运营管理的效率需要满足市场正常交易需要。在现货市场环境下，南方区域电力市场需要每个自然日进行日前现货出清，每个时段进行实时现货出清，在南方电网当前的四级调度管理体制下，要保证市场交易正常开展，需要网省两级共七家调度机构、区域和省两级共六家交易机构在交易组织相应环节高效协同，需要配套技术支持系统可靠运行、准时出清。目前，除广东外，其余省（区）调度、交易机构尚未建立起适应现货环境的工作模式，区域市场交易管理系统和现货出清系统仍处于持续消缺完善阶段。下一步，将充分运用市场模拟运行的时间窗口，促进各调度机构间、各交易机构间的业务协同，优化完善技术支持系统，按计划于年底前具备支撑市场结算运行条件。
南方区域推进省间现货市场协同运行工作取得哪些实际成效，社会反响如何？
南方区域省间电力中长期交易以落实国家“西电东送”战略为主，与各省内中长期市场独立运作。其中，广东为西电主要受入地，包括西南电送广东、桥口鲤鱼江送广东、三峡送广东。其中，西南电送广东包括云电送粤（含“网对网”送电和澜沧江上游水电站、溪洛渡右岸水电站、乌东德水电站“点对网”送电）、黔电送粤（“网对网”送电）以及天生桥龙滩水电站送广东（“点对网”送电）。2021年以来，省间电力中长期交易在两个方面取得了突破：一是，实现了省间周交易的定期开市，进一步缩短交易周期、提升交易频次，有利于通过区域平台促进省间余缺调剂和清洁能源消纳。二是，探索开展了“点对点”直接交易。2021年，首次组织广东核电与海南抽水蓄能直接交易，利用省间调节电源促进清洁能源消纳；2022年4月，首次组织海南发电企业与广东售电公司直接交易，8月再次组织海南发电企业与广东售电公司直接交易，并按现货价格进行联络线偏差结算，实现了省间电力中长期交易与南方（以广东起步）电力现货市场的有效衔接。南方五省（区）发电企业、售电公司对省间“点对点”交易保持高度关注，纷纷表达了参与的意愿，区域市场对电力资源的优化配置效应得到初步体现。
到2023年，南方区域电力市场将形成跨区跨省与省内联合运营的统一大平台，开展多品种、高频率的跨区跨省电力交易，这标志着什么，具体有哪些做法，将面临哪些挑战？
到2023年，南方区域电力市场将形成跨区跨省与省内联合运营的统一大平台，开展多品种、高频率的跨区跨省电力交易，意味着南方五省（区）将在区域电力市场多品种交易机制的作用下，充分实现发电资源和电力调节资源的优化配置，有效提高区域电力系统对各省（区）电力供应的保障能力、对大规模间歇性新能源并网运行的支撑能力、对富余清洁能源的消纳能力。接下来，一是要根据《南方区域电力市场实施方案》的设计，统筹开展跨省优先发电计划、中长期、现货、辅助服务等各交易品种的规则编制和配套技术支持系统开发，实现各交易品种之间的有效衔接，最大可能发挥南方区域多层次统一电力市场体系作为一个整体的资源优化配置作用。面临的挑战包括：
（一）电力市场体系和机制仍需进一步健全。一是跨省跨区电力市场省间壁垒突出，省间利益协调难度大。跨省跨区电力市场涉及多个省区之间的利益协调，以省为单位的电力定价机制一定程度上加固了省间交易壁垒，制约全国多层次统一电力市场体系建设。二是电力市场与一次能源市场联动性不足。我国电力市场起步较晚、市场化程度较低，但煤炭、天然气等一次能源市场化程度较高，价格易受宏观经济环境和国际能源市场影响、波动较大。发电厂一次能源交易与电力交易时序倒挂，易导致一次能源长协与电力长协在量、价上不匹配。
（二）适应能源绿色低碳转型和新型电力系统建设需求的市场化机制亟待建立。一是新能源参与市场的机制尚不健全。二是以电能量市场为主的市场机制难以保障电源固定成本回收和长期电力供应。三是电力市场与碳排放市场协同不足。
（三）电价机制仍需进一步完善。一是省级电网输配电价机制约束有余、激励不足，影响电网企业可持续发展。二是单一电量制跨省区输电价格制约电力资源在更大范围优化配置。三是电价市场化改革仍然任重道远。煤电以外的其他类型电源上网电价仍以政府核定为主，基本未参与电力市场交易竞价，不利于建立完整的电力市场。
现阶段南方区域电力市场建设工作进展如何，下一步有哪些工作计划？
南方区域电力市场是2015年“中发9号文”出台以来，我国第一个启动试运行的区域级电力市场。目前，南方能源监管局已组织中国南方电网电力调度控制中心、广州电力交易中心编制并印发了《南方区域电力市场运营规则（不结算试运行版）》和区域中长期电能量交易、现货电能量交易、市场结算、信息披露4个配套实施细则；中国南方电网电力调度控制中心、广州电力交易中心已分别完成南方区域电力现货市场出清系统和南方区域电力市场统一交易平台（系统）的开发，并将系统投入试运行；南方电网公司正在组织相关省级电网公司开展计量自动化系统、营销管理系统、财务结算系统等适应电力现货市场计量和结算要求的功能改造，以及计量营销、财务结算等业务的组织架构和人员配置调整。为满足2022年底前南方区域电力市场具备开展结算运行技术条件的要求，近期将开展以下工作：
一是中长期市场方面。常态化开展跨省区周交易，扩大“点对点”交易范围，试点开展黔电送粤、云电送粤、海南送广东等直接交易。加强南方区域跨省与省内交易衔接，健全适应现货运行的合同管理，建立市场交易日历、统一交易品种库等机制。推动开展跨国跨境交易，适时开展闽粤联网跨区交易。
二是现货市场方面。组织开展区域电力现货市场不结算试运行，初期将广东、云南、贵州纳入试运行范围，11月起，将广西、海南纳入。通过试运行全面检验业务流程和技术支持系统，完善市场设计和交易规则体系，培育西部省（区）市场主体参与意识。同期，保持南方（以广东起步）电力现货市场连续结算运行，稳步实施省间送电偏差处理机制。
三是辅助服务市场方面。持续开展区域调频辅助服务市场运营；完善区域备用辅助服务市场交易规则和技术支持系统，9月底前转入结算试运行。推动第三方主体参与区域调频、备用市场交易，扩大辅助服务主体范围，为构建新型电力系统和电网安全稳定运行提供支撑。
