上篇涉及西北、华北、蒙西、东北四大区域，
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年度盘点 | 全国热点省份2023年电力市场交易情况 · 上
》。
华中、华南和南方区域集中在下篇，具体包括河南、湖南、湖北、江苏、广西、广东、云南。
截至 12 月底，具备参与中长期交易资格的发电企业 59 家，全部为公用燃煤机组。2023年河南省新能源参与市场化交易的程度较低，平价新能源项目以参与绿电交易为主，带补贴新能源项目上网电量以燃煤标杆电价377.9元/兆瓦时结算，扣除省内辅助服务费用等全年平均结算电价约为330元/兆瓦时。
2023年11月，河南省交易中心组织了周现货市场试运行，2020年12月31日以后并网的平价新能源以报量不报价形式参与了此次试运行，从7天均价来看，凌晨时段现货电价在220~350元/兆瓦时之间，略高于河南省中长期交易电价；早高峰时段现货电价在400~520元/兆瓦时之间；中午时段受光伏出力影响现货电价大幅滑落，均价约为200元/兆瓦时，远低于中长期交易价格；晚高峰时段现货电价平均约为600元/兆瓦时，略低于中长期交易价格。
截至2023年12月底，河南全省发电装机容量为13915.23 万千瓦，其中统调装机为9813.16万千瓦时，火电装机占比约74.48%，风电装机占比约19.03%，光伏装机占此约6.49%。2024年河南省将推动新能源以政府授权合约形式参与市场化交易，授权合约电价为省内
基准价
。
2023年，湖南电网统调用电量2107亿千瓦时，环比2022年增长5.04%；统调电厂发电量1429亿千瓦时，环比2022年增长1.03%。其中火电发电量910亿千瓦时，占比63.7%；水电发电量229亿千瓦时，占比16%；新能源发电量241亿千瓦时，占比16.9%；其他电厂发电量49亿千瓦时，占比3.4%。
从市场成交情况来看，2023年湖南总计成交电量1268.7亿千瓦时，同比2022年增长5.8%，成交均价约为514.7元/兆瓦时。其中火电交易合同电量786.2亿千瓦时，均价为538.7元/兆瓦时；新能源交易合同电量217.4亿千瓦时，均价为447元/兆瓦时；外购电中进入市场电量238.8亿千瓦时，均价为495.6元/兆瓦时；其余电量26.3亿千瓦时，均价为530.5元/兆瓦时。具体数据如下图所示：
湖南绿电交易由交易中心组织按月有序开展。2023年，湖南绿色电力交易结算电量9.12亿千瓦时，结算均价为539.12元/兆瓦时。
湖北省水电装机容量占比37.6%；火电装机容量占比35.6%；新能源装机容量占比26.8%，2023年市场整体交易电量1200.38亿千瓦时，其中省内直接交易964.97亿千瓦时，交易均价496.77元/兆瓦时；电网代理购电235.41亿千瓦时，交易均价498.2元/兆瓦时。
湖北在9月10月开展了电力现货市场试运行，其中9月选取了现货价格居中的中旬进行了结算，实时市场的算数均价为337.6元/兆瓦时，依旧远低于湖北标杆电价416.1元/兆瓦时，拉低了新能源场站的结算均价。
由于湖北新能源场站目前不参与常规中长期交易，现货市场开展后，全电量进入现货市场结算，以目前的现货电价来看，新能源场站将面临巨大的风险。
湖北省间交易主要以外购为主，外送交易占比极小，2023全年外购电量225.54亿千瓦时，外送电量23.67亿千瓦时。
成交电量方面。与2022年比较，2023年总体呈上升趋势。由于实体经济稳步恢复，进入下半年之后电力成交量上升趋势逐步稳定。同时，自四季度开始，将原有每月中旬、下旬两次挂牌交易改成全月连续挂牌交易，交易对象不再显示，增加了交易机会。
成交价格方面。上半年电力供需相对平衡、月竞价格相对平稳；7月出现价格松动后，8、9月再次趋于稳定；10、11月份成交价格有所上升；12月份是传统市场化机组超发的月份，成交价格出现翻转。
广西省发电侧含地调以上燃煤、燃气、核电电厂，集中式风电、光伏发电企业，丰水期水电可参与。燃煤、核电企业全电量进入市场；燃气企业自愿入市；风电、光伏超过等效上网电量的电量参与市场化交易（风电等效上网电量比例0.335，光伏等效上网比例0.480）。
广西省2023年直接交易成交电量1088.68亿千瓦时，平均成交价格494.30元/兆瓦时，较燃煤基准
上网电价
上涨73.60元/兆瓦时，其中用户直接交易电量899.49亿千瓦时，平均成交价格493.89元/兆瓦时；电网企业代理购电交易电量189.19亿千瓦时，平均成交价格496.26元/兆瓦时。
合同电量转让交易合计成交电量162.77亿千瓦时，平均成交价格492.07元/兆瓦时。低谷电力消纳交易平均成交响应容量40.95万千瓦，合计成交电量0.63亿千瓦时，平均成交价格600元/兆瓦时。2023年12月开展周市场电量直接交易，成交电量28.59亿千瓦时，成交均价495.38元/兆瓦时。
月度竞价成交电量呈逐月上升趋势，市场参与度逐步增加；成交价格保持平稳，集中在495-498之间。
广西省绿色电力交易价格包含绿色电力电能量价格和环境溢价（绿证价格），其中绿色电能量价格原则上为交易标的执行当月燃煤发电企业各时段月度（周）交易计划加权平均价格（不含合同电量转让交易）；绿证价格由市场主体通过双边协商方式形成。2023年广西省累计绿电交易电量36.14亿千瓦时，成交均价527.61元/兆瓦时，环境溢价从3月开始均价稳定在31-32元/兆瓦时。
2023年12月28日，《关于广东电力现货市场转正式运行的通知》印发，广东现货市场转正式运行。2023年全年，广东年度交易共成交2503.35亿千瓦时，成交均价547.14厘/千瓦时，较2022年均价上涨约5分。
2023年，月度交易累计成交量356.12亿千瓦时，成交均价508.81元/MWh，较2022年每千瓦时下降约2.6分。
2023年，广东省绿电交易电量39.7亿千瓦时，同比增长160%，折合减少二氧化碳排放量253.2万吨。
云南新能源电厂划分为存量新能源电厂和新投新能源电厂，存量新能源电厂全部上网电量自主参与市场化交易（汛期作为保障居民、农业优先发电计划）；新投新能源电厂可通过自主交易、统一挂牌、打捆配额、电网代理购电中的一种或多种方式参与市场。
成交电量方面，2023年省内市场全年共成交电量1850.29亿千瓦时，同比（1697.41亿千瓦时）增长9.01%，占云南省全社会用电量的 73.64%；成交价格方面，全年清洁能源市场平均成交价216.74元/兆瓦时，较2022年每千瓦时下降6.42厘，同比下降0.6%。
