中國儲能網(wǎng)訊：6月28日，交易范圍覆蓋廣東、廣西、云南、貴州、海南五省區(qū)的南方區(qū)域電力市場正式啟動連續(xù)結算試運行。試運行當天，超過831家電廠和700多家用戶參與交易，申報電量達22億千瓦時，其中501家新能源場站參與報量報價。
據(jù)了解，南方區(qū)域電力市場是國內首個連續(xù)運行的區(qū)域電力市場，交易范圍覆蓋廣東、廣西、云南、貴州、海南五省區(qū)，注冊主體數(shù)量超過22萬個，包括煤電、核電、氣電、新能源、水電等各類發(fā)電電源和售電公司、電力用戶等主體。
目前，南方區(qū)域電力市場已成為全球規(guī)模最大的統(tǒng)一出清電力現(xiàn)貨市場，預計日交易電量規(guī)模達38億千瓦時，這一數(shù)字已超過英國、法國、德國用電量規(guī)?？偤?，不僅標志著全國首個多省區(qū)同臺競價的電力現(xiàn)貨市場進入常態(tài)化運行，更被國際能源界稱為“全球最大電力超市”正式營業(yè)。
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市場建設：統(tǒng)一電力市場體系的重大突破
今年6月1日，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合頒布《關于全面加快電力現(xiàn)貨市場建設工作的通知》，設定明確時間表：2025年底前基本實現(xiàn)電力現(xiàn)貨市場全覆蓋，全面開展連續(xù)結算運行。目前，這一戰(zhàn)略正通過電力現(xiàn)貨市場建設加速落地。
進入2025年以來，南方區(qū)域的實踐走在改革前列。其現(xiàn)貨市場日均交易規(guī)模超過38億千瓦時，成為全球電量規(guī)模最大的統(tǒng)一出清電力市場。南方電力調度控制中心負責人指出，通過市場價格信號引導，電能隨著交易開展流向需要的地方，打破了省間壁壘。
按照政策路線圖，湖北、浙江、安徽、陜西等省份正加速推進現(xiàn)貨市場建設。其中湖北將在6月底前、浙江在年底前轉入正式運行，安徽和陜西則力爭2026年6月底前實現(xiàn)。
電力市場專家認為，現(xiàn)貨市場是全國統(tǒng)一電力市場的基石。省級電力現(xiàn)貨市場全覆蓋并不是區(qū)域/全國統(tǒng)一現(xiàn)貨市場的前提條件，應集中關注區(qū)域現(xiàn)貨市場建設。
隨著全國統(tǒng)一電力市場體系在2025年初步建成，電力資源配置將實現(xiàn)效率最優(yōu)化。國家發(fā)展改革委副主任李春臨對此指出，要統(tǒng)籌發(fā)揮“中長期市場穩(wěn)定預期、現(xiàn)貨市場發(fā)現(xiàn)價格、輔助服務市場促進系統(tǒng)調節(jié)”的綜合作用。
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市場驅動：“電力超市”的關鍵轉折
其實，電力市場與普通商品一樣，分為批發(fā)市場和零售市場。用戶在零售市場中自主選擇售電公司，售電公司通過簽約聚合了一定規(guī)模的用戶電量，相當于把很多用戶的需求“打包”在一起，形成一個大的購買量，然后去找發(fā)電企業(yè)買電。
多年以來，國內電力交易以?。▍^(qū)）為單位分割運行，各省電網(wǎng)獨立調度、價格壁壘明顯，發(fā)電企業(yè)與用戶的選擇范圍都被限制在省內。在這種封閉模式下，西部清潔能源（如云南水電、青海風電）常因本地消納不足而“棄風棄光”，東部負荷中心（如廣東、江蘇）卻面臨供電緊張，并且這種“電力資源錯配”問題始終未能得到解決。
南方區(qū)域電力市場的啟動，表明這一壁壘已被打破。它通過統(tǒng)一的交易平臺，讓五省區(qū)的煤電、核電、風電、光伏等所有電源類型，與工業(yè)用戶、售電公司、大用戶直接“面對面”交易，解決了長期以來“電力資源錯配”的最大痛點。目前，南方區(qū)域電力市場主體數(shù)量已經突破22萬家，10千伏及以上工商業(yè)用戶也全部參與市場。
更關鍵的是，市場實現(xiàn)了“全電量競爭+實時出清”——從傳統(tǒng)的“計劃電”為主、市場電為輔，轉向“市場電”主導，電價隨供需實時波動（新能源大發(fā)時低至0.1元/度，高峰時可達1.5元/度）。這意味著，電力真正從“公共產品”轉變?yōu)椤吧唐贰?，用戶在“超市”中可以根?jù)價格、清潔度等多重維度自主選擇電力組合，發(fā)電企業(yè)則需通過優(yōu)化運營降低成本、提升競爭力。
正如一位著名經濟學家所言，電力市場改革不是簡單的拆墻，而是要在市場機制與公共服務之間找到平衡點——讓每度電都明碼標價，讓綠色轉型真正有動力，這才是全球能源治理的中國方案。
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收益重構：儲能項目的市場化盈利路徑
隨著統(tǒng)一電力市場價格機制的逐步完善，儲能項目的盈利模式正發(fā)生結構性變化，形成四大核心收益支柱：
峰谷電價差套利成為最基礎的“電力低買高賣”。在浙江工業(yè)園區(qū)，一套500kWh儲能系統(tǒng)在谷電時段（0.42元/度）充電，峰電時段（1.53元/度）放電，僅憑電價差套利年節(jié)省電費就超19萬元。廣東、浙江、江蘇等地1元/度以上的峰谷差價，為儲能創(chuàng)造了天然套利空間。
需量電費優(yōu)化直擊工業(yè)用電痛點。一家機械加工廠通過配置儲能將峰值功率從1200kW降至950kW，每月減少需量電費3.75萬元，年節(jié)省45萬元。這種“精準削峰”能力使儲能在連續(xù)生產企業(yè)中的利用率可達80%以上。
虛擬電廠響應開啟電網(wǎng)互動收益。重慶某虛擬電廠聚合200多個工商業(yè)儲能項目，單次調峰2小時可獲補貼2-5萬元/兆瓦。年參與10次以上響應，單項目可新增收益10-30萬元。廣東2025年新規(guī)更允許儲能運營商作為獨立主體參與綠電交易，儲能放電量可按0.8系數(shù)抵扣過網(wǎng)費。
碳資產交易正成為收益新增點。江蘇、廣東等地提供20%-30%建設補貼，200萬元項目可獲60萬元補貼。隨著歐盟碳關稅實施，光伏+儲能組合減少的碳排放可通過國內碳市場（約100元/噸）交易，年減排千噸級項目可新增收益10-20萬元。
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企業(yè)行動：儲能決策三步驟與新生存法則
面對新的市場環(huán)境，企業(yè)部署儲能需采取科學決策路徑。
第一步：算清電價差核心賬。企業(yè)需獲取近12個月用電負荷曲線及峰谷電價數(shù)據(jù)。重點考察峰谷差價顯著地區(qū)：廣東（1.33元/度）、浙江（1.08元/度）、江蘇（0.92元/度）等地項目回收期可縮短至4-5年。
第二步：技術選型決定長期收益。不同技術路線經濟性差異顯著。
鋰離子電池：循環(huán)壽命5000-15000次，效率95%+，適用工商業(yè)短期調峰
全釩液流電池：循環(huán)壽命20000+次，效率85%+，適用高安全性場景
鉛炭電池：循環(huán)壽命6000+次，效率80%+，適用備用電源場景
循環(huán)壽命10000次以上機型可提升全周期收益40%以上，安全認證成為必備門檻。
第三步：智能運營激活資產價值。AI負荷預測通過分析歷史用電數(shù)據(jù)，可優(yōu)化充放電策略提升收益15%-20%6。接入虛擬電廠平臺實時響應市場需求，避免“有設備無收益”的運營盲區(qū)。目前，廣東已有94%分布式光伏項目完成區(qū)塊鏈數(shù)據(jù)存證改造，實現(xiàn)發(fā)電量、充放電記錄不可篡改。
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未來展望：協(xié)同發(fā)展的黃金窗口期
此前，在6月5日國新辦發(fā)布會上，國家電網(wǎng)總經理龐驍剛表示，國家電網(wǎng)將深入落實“人工智能+”行動，加快推進以大模型為代表的新一代人工智能技術在供電服務領域的融合應用。在6月27日與中國電信總經理劉桂清的會晤中，龐驍剛進一步明確雙方將在數(shù)字基礎設施建設、電算協(xié)同方面深化合作。
據(jù)了解，國家電網(wǎng)2024年發(fā)布的“光明電力大模型”已開始為電網(wǎng)安全運行、新能源消納提供“超級大腦”?？梢灶A見，國家電網(wǎng)的這一戰(zhàn)略與電力市場建設將為儲能行業(yè)帶來協(xié)同發(fā)展的黃金窗口期。
以廣東電力交易中心最新數(shù)據(jù)為例，配置儲能的工商業(yè)光伏項目現(xiàn)貨交易均價較基準電價上浮22%，未配置儲能項目僅上浮9%。在東莞電網(wǎng)，數(shù)字孿生技術使分布式能源接入評估時間由45天縮短至27天。
業(yè)內人士認為，隨著市場價格信號引導電能跨省流動，區(qū)域間資源優(yōu)化配置的壁壘將逐漸瓦解。而在全國統(tǒng)一電力市場體系下，儲能的市場價值也終將被重新定義。
