9月14日—20日，南方区域电力现货市场（发电侧）交易运行数据出炉。本周区域用电需求有所抬升，日前市场成交电量、交易价格环比同步走高；实时市场日均成交规模与加权均价继续高于日前市场，反映出系统短时电力平衡压力加大，各省区现货行情呈现明显分化态势。

整体交易数据显示，本周日前市场日均成交电量40.00亿千瓦时，较上周增加1.88亿千瓦时，交易规模稳步扩大；日前市场加权均价达到449元/兆瓦时，环比大幅上涨71元/兆瓦时。与之相比，实时市场运行特征更为突出，本周实时市场日均成交电量40.67亿千瓦时，较日前市场高出0.67亿千瓦时；实时加权均价471元/兆瓦时，较日前均价上涨22元/兆瓦时。实时市场电量与价格双高，意味着在实际用电时段，系统需要调用更多边际电源保障电力供给，短时供电边际成本上行，现货市场对实时供需变化的信号作用持续显现。

从分省区交易情况来看，广东、云南依旧是南方现货市场的两大核心交易主体，两省日前市场成交电量合计占区域总成交量近八成，构成区域现货交易的基本盘。日前市场维度，贵州加权均价480元/兆瓦时，位列五省区首位；广西476元/兆瓦时、广东464元/兆瓦时紧随其后。依托水电资源优势，云南日前电价为417元/兆瓦时，海南以290元/兆瓦时维持区域低位，省间资源禀赋差异带来显著价差。

进入实时市场，各省价格走势进一步分化。广东实时均价攀升至509元/兆瓦时，成为本周区域价格高点；贵州、广西实时电价也突破500元/兆瓦时，用电高峰时段保供成本抬升。值得关注的是，云南、海南实时电价低于各自日前价格，其中云南实时电价回落至400元/兆瓦时，海南285元/兆瓦时。这一差异主要源于水电出力调节，丰裕的水电资源在实时调度中发挥压舱石作用，对冲本地用电压力，压低实时市场价格。

本周南方现货市场价格上行，是区域用电负荷回升、一次能源价格波动、省间电力互济调度等多重因素共同作用的结果。当前南方处于季节转换窗口期，负荷波动不确定性较强，水电来水变化也会持续影响电源出力结构。

展望后续，随着气温变化，区域用电负荷仍存在波动空间。南方现货市场将继续通过价格信号引导电源优化出力，省间电力资源互济的价值进一步凸显。市场主体需持续跟踪负荷、来水及燃料成本变化，做好现货交易策略研判，防范电价波动带来的经营风险。