10月24日，南方区域电力市场在广州召开推进会并正式宣布开市。该市场覆盖广东、广西、云南、贵州、海南五省区，是目前全球规模最大、交易最活跃的区域性电力交易平台。五省区电力在统一规则下开展跨省交易，电价每15分钟刷新一次，标志着中国电力市场化改革进入区域一体化交易的新阶段。
此前，南方五省区各自运行独立的省内电力市场，报价方式、结算周期与调度习惯互不统一。尽管南方电网“八交十一直”西电东送通道布局已逾十年、跨省送电能力超过5800万千瓦，物理层面早已互联，但规则壁垒导致云南丰水期富余水电、贵州和广西的风光电力难以外送，部分清洁能源被迫弃用；与此同时，珠三角制造业集群常年面临用电缺口，企业难以跨省购入平价绿电。结构性供需错配长期存在。
新市场将五省区纳入同一套规则体系：以中长期交易为基础，现货市场发现价格，辅助服务市场承担调节功能，各类电源同台竞价形成市场价格。为支撑跨省协同交易，南方电网自主研发“天权”求解器，将梯级水电、多端直流等复杂约束转化为可实时定价、动态校准的市场化变量。市场经营主体只需一地注册即可全域交易，在广东注册的售电公司可直接在云南、贵州、广西开展购售电业务。
运行数据显示，今年1至7月，西电东送电量1412亿千瓦时，同比增长4.6％，跨省输电通道利用率提升10％；连续结算试运行以来，西电东送超计划增送电量超过200亿千瓦时，跨经营区交易电量突破194亿千瓦时。目前已有29万家市场经营主体同台交易，约占全国总量的四分之一。
市场机制落地后，产业链各环节的收益逻辑随之重构。发电侧方面，“发得出”不再等同于“卖得掉”，新能源电站的收益取决于中长期合约锁价水平与现货市场竞价能力，发电主体需主动研判市场信号安排出力节奏。售电公司方面，跨省货源供给增加压缩了省内批零价差空间，2026年上半年部分售电公司度电获利已薄至以厘计，单纯依靠购销价差盈利的模式难以为继，业务重心正向用电诊断、负荷调节、绿电溯源、碳管理等综合能源服务转移。
用电侧的变化更为直接。高耗能工厂、电池生产基地、算力集群等用电大户可自主选择购电策略：追求成本稳定的可签订中长期绿电合约，具备负荷调节能力的可将高耗能工序安排在电价低谷时段。电力价格信号也开始影响产业布局，电价敏感型项目向绿电充裕、电价长期偏低的区域集聚，贵州正从单纯的电力输出地向关键算力枢纽演进。这场改革以价格信号替代行政调度，为全国电力市场化改革提供了区域级样本。
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