南方区域电力市场启动连续结算后，市场呈现“高峰高价、低谷低价”的波动特点。新交易模式带来产业链条重塑。多家售电企业对证券时报记者确认，已经快速参与到南方区域电力市场交易中。主流模式是在白天光伏等新能源发电高峰期，采购来自广西、云南等地价格较低的绿电，用于广东等地的制造业生产。目前一个标准的AIDC集群园区，年耗电量约20亿千瓦时。以前电价一成不变；现货模式下，如果一度电下降1分钱，每年就是数千万的成本节约，这是一个相当可观的降本空间。“以往光伏大发电时，电价便宜如纸；晚高峰火电调峰又贵如金。实际上，这种时空差价，可以为光伏带来新利润空间。”李伟判断，未来光伏的终极战场不再是补贴，而是现货市场的价格战斗力。

南方电力市场连续结算，不仅为终端用户送上降本红利，且影响深远。

全国统一电力市场已经进入倒计时。

国家电网7月9日披露，1~6月，公司电力交易电量规模稳步增长，省间市场化交易电量完成5731亿千瓦时，同比增长8.7%；特高压直流交易电量完成2923亿千瓦时，同比增长14.4%；省间清洁能源交易电量完成3517亿千瓦时，同比增长23.1%，呈现特高压直流、省间清洁能源、省间市场化交易电量三线齐增。
“随着新能源大幅增加，整个电网电源的特性、电网的形态，以及系统运行的底层理论基础，都发生了很大变化。如何保持韧性，是全球电力同行、能源同行共同的课题”。
截至2024年底，我国新能源装机超14亿千瓦，首次超过火电成为第一大电源类型。

多年前，业内曾提出到2030年风电、太阳能发电总装机达12亿千瓦以上的目标。如今来看，这一目标提前六年就超额完成，激进扩张之势尽显。

前述接近监管的人士分析说，绵延多年的煤电时代，难以形成“全国统一大市场”概念。“新能源的分布式和波动性，决定了原来统购统销模式的失灵，发电端和用电端，都随着时间、位置两个维度不断变化，电力系统从一个简单机械体变成复杂体，需要多点对多点的高效链接，必须走市场化之路。”
电价和电量都将由市场竞争形成，这使火电和新能源、火电企业之间的竞争非常激烈。火电企业光靠卖电的盈利模式已经成为过去，必须通过成本控制和效率提升来提高竞争力。

与此前“电量模式”相比，电量、容量电价、辅助服务多维盈利模式，体现在部分A股火电公司业绩中。以华能国际为例，2024年公司调峰辅助服务电费净收入21.65亿元。

电改强化了光伏行业受益预期。李宁将机遇归纳为三个方面：打破省间壁垒会提高消纳范围和比例；绿电溢价将成为利润增长点；光伏组件技术迭代和光储协同增效也会带来产业增量。

有接近能源监管部门的人士认为，这是一次资源效率革命。“电力作为经济的血液，实现市场化配置，从要素行政分配走向市场决定资源。未来还会形成全国一张网，这样才能最大化提高系统效率。”

日前，覆盖广东、广西、云南、贵州、海南五省区的南方区域电力市场启动连续结算试运行，22万市场注册主体同台博弈，38亿度的日均交易量超过英、法、德三国用电总和，我国区域电力市场建设实现里程碑式突破。
“区域电力市场能够发挥区域电网大型蓄水池作用，以市场化手段实现余缺互济。”专业人士指出：南方区域电力市场变革后，华东、华北地区电力市场建设也有望上新台阶。