在电力市场化改革持续推进的背景下，电价波动正成为影响大宗商品生产成本的关键变量。我国电力市场具有显著的区域差异性，不同省份在供需结构、市场发育程度及交易规则设计等方面均存在明显梯度差。在电力改革系列报告（一）中，我们对全国电力市场化改革的历史与成果进行了梳理，本篇报告将开启区域电力市场系列研究，率先聚焦广东省电力供需基本面与市场化交易机制，系统解读区域电力市场的运行特征与发展规律。
　　供给侧来看，广东地区电源结构多元且丰富，可分为省内电与外来电两大类。以2023年的数据为例，省内发电量占比达79%，火电依旧为主要电源，其中煤电占比为41%，气电占比13%，其次为核电，占比同样达到13%，而水电、风电、光伏等清洁能源合计占比9%。省外电源主要由云南和贵州通过西电东送南线工程输送，其中以水电为主，因此外来电量与西南地区来水情况密切相关，受气候影响显著。
　　需求侧来看，全社会用电量位居全国首位，其增长率与GDP增速高度一致，近5年相关性系数超过80%。在用电结构方面，各产业用电占比总体稳定，其中第三产业用电比例略有上升，而第一、二产业略有下降。在用电节奏上，广东省电力负荷呈现出明显的季节性特征和日内弱峰化现象：夏季日均统调负荷较冬季高出50%以上，而日内负荷曲线整体呈现扁平化特征，夏季实际峰谷差率仅约25%。
　　从电力市场建设来看，广东电力市场发展迅速，已建立起涵盖“中长期+现货”全周期的交易体系，市场参与主体日益丰富。在规则设计上，中长期市场采用全电量结算模式，而现货市场则通过偏差结算进行调整，即假设中长期合约全部履约，现货市场仅对未完成履约部分进行补充调节。为维护市场稳定，广东的中长期和现货市场均设有相应的价格上下限。
　　从市场交易情况来看，市场化交易规模呈现爆发式增长。全年市场化交易电量从2016年的440亿千瓦时跃升至2024年的3948亿千瓦时，年均复合增长率达31.5%。中长期交易仍占主导地位，交易规模占比超过九成，其中年度交易占比超七成。
　　从价格走势来看，当前电力市场正处于多重因素叠加影响下的下行周期。电力供需格局边际宽松、新能源加速入市，以及一次能源价格回落，共同推动年度中长期、月度中长期、电力现货、绿电等各类交易品种的电价中枢下移。
　　在电力改革系列报告（三）中，我们将对出现多次“负电价”的山东电力市场进行梳理。