年中盘点 | 全国热点省份2024年电力市场交易情况 · 下

华中区域

2024年1-6月，河南电力市场参与直接交易用户结算电量合计1073.2亿千瓦时，其中市场化结算电量436.68亿千瓦时，政府授权合约结算电量223.49亿千瓦时，电网公司代理购电用户结算电量413.03亿千瓦时，批发市场均价稳定在405-415元/兆瓦时范围内波动。

2024年5月15日-6月14日启动河南电力现货市场结算试运行工作，选取5天开展结算。现货试运行期间，发电侧日前、实时市场电价采用分区电价（分豫北、豫西、 豫中东、豫南四个价区），用户侧日前、实时市场电价采用全网发电侧加权平均电价结算。

整体来看，本次现货试运行期间发电侧日前、实时市场均呈现出峰谷明显的价格趋势，午间时段价格最低，晨间6-7点为小高峰，晚间达到价格峰值。全网日前市场算数均价为208.89元/兆瓦时，全网实时市场算数均价为288.09元/兆瓦时。四个分区电价中，豫北区域各时点的日前、实时现货均价最低，日前算数均价为164.10元/兆瓦时，实时算数均价为245.70元/兆瓦时。

上半年，湖南电力市场化交易合同电量564.45亿千瓦时，交易平均价差上浮16.52元/兆瓦时。其中煤电交易合同电量276.32亿千瓦时，平均交易价差上浮28.05元/兆瓦时；新能源交易合同电量102.41亿千瓦时，平均交易价差下浮0.87元/兆瓦时；外购电中进入市场电量113.48亿千瓦时，平均交易价差上浮13.00元/兆瓦时。

2024年1-3月，湖北电力现货市场未开展，湖北省新能源不参与常规中长期交易（除绿电外），新能源全部上网电量按照优先上网电量（416.1元/兆瓦时）结算。1月，湖北地区可再生能源消纳总量87.71亿千瓦时，同比2023年度增长48.05%。2月，湖北地区可再生能源消纳总量78.08亿千瓦时，同比2023年度增长54.95%。3月，湖北地区可再生能源消纳总量92.45亿千瓦时，同比2023年度增长53.57%。

4月16日，电力现货市场开展后，新能源部分上网电量按照优先上网电量结算，视作保障性收购电量，第二季度现货均价稳定在300元/兆瓦时左右。

湖北省2024年常态化开展绿证交易，继续全面放开跨省跨区绿电交易，按中长期交易分时段带曲线开展。1-6月绿色电力交易电量共6.02亿千瓦时。

2024年第一季度湖北省未开展现货市场交易，自第二季度开展现货后，新能源结算上网电量111.95亿千瓦时，结算均价380.32元/兆瓦时。

华东区域

江苏平价新能源只能参与绿电交易，带补贴项目主动承诺放弃绿电交易电量补贴后可参与绿电交易。分散式风电、分布式光伏需具备绿证核发条件并申请成功后，可参加月内绿电交易。江苏省优先发电价格为燃煤基准价391元/兆瓦时。江苏省新能源场站绿电交易以外的电量以煤电基准价执行全额保障性收购。

2024年上半年绿电结算均价431.04元/兆瓦时，绿色环境权益均价24.24元/兆瓦时。

安徽省目前仅有平价新能源能参与绿电交易，其余电量电网全额收购，上网电价为384.4元/兆瓦时。

2024年1-6月，安徽绿电共计结算50.32亿千瓦时，成交均价435.80元/兆瓦时。

南方区域

广西上半年直接交易成交电量共872.17亿千瓦时，同比上升36.65%，平均成交价格448.60元/兆瓦时，较燃煤基准上网电价上涨27.90元/兆瓦时。其中，用户直接交易电量755.65亿千瓦时，同比上升30.82%，平均成交价格448.62元/兆瓦时；电网企业代理购电交易电量116.53亿千瓦时，同比上升51.22%，平均成交价格448.49元/兆瓦时。

累计直接交易电量872.17亿千瓦时中，其中煤电成交电量525.92亿千瓦时，占比60.30%；核电成交电量178.79亿千瓦时，占比20.50%；风电成交电量130.89亿千瓦时，占比15.01%；光伏成交电量28.23亿千瓦时，占比3.24%；燃气成交电量6.01亿千瓦时，占比0.69%；储能成交电量2.33亿千瓦时，占比0.27%。

广西上半年绿色电力交易电量共50.79亿千瓦时，同比上升225.19%，环境溢价均价为15.51元/兆瓦时，同比下降44.7%。

广西在2024年3月28日-31日的南方区域结算试运行中，日前统一结算点电价为381.02元/兆瓦时；在2024年6月6-7日的南方区域结算试运行中，日前统一结算点电价为203.61元/兆瓦时；在2024年6月24-30日的南方区域结算试运行中，日前统一结算点电价为222.03元/兆瓦时。

今年上半年，广东全社会用电量达到4134亿千瓦时，同比增长8.1%。其中，第二产业、第三产业及居民生活用电量同比分别增长8.3%、10.1%、5.9%，均保持较高增速。第二产业拉动全社会用电增长4.9个百分点，高于第三产业及居民生活用电之和。用电结构持续优化调整，第二产业用电量占全社会用电量的59.1%，较上年同期增长0.1个百分点;第三产业用电量占比23.1%，较上年同期增长0.4个百分点。

2024年1-6月，广东月度中长期电量共426.41亿千瓦时，交易均价437.64元/兆瓦时，其中月度双边协商成交电量共361.14亿千瓦时，成交均价为439.35元/兆瓦时；月度集中竞争成交电量为65.27亿千瓦时，成交均价为432.42元/兆瓦时。

2024年1-6月，广东月度绿电双边协商交易成交电量8.16亿千瓦时，环境价值成交均价8.57元/兆瓦时。

2024年1-6月，广东现货价格如下：

2024年上半年，云南省内市场化交易电量共997.25亿千瓦时。其中省内清洁能源直接交易电量730.16亿千瓦时，同比增长26%，平均成交价278.18元/兆瓦时，省内燃煤直接交易电量187.27亿千瓦时，电网企业代理购电73.5亿千瓦时。上半年清洁能源市场月度上调服务基准价均值为280.34元/兆瓦时，月度偏差电量基准价均值为280.31元/兆瓦时。

2024年上半年，烟煤无烟煤电厂结算电量共196.31亿千瓦时，结算均价401.52元/兆瓦时；褐煤电厂结算电量共49.24亿千瓦时，结算均价354.97元/兆瓦时；清洁能源电厂（水、风、光）结算电量共905.94亿千瓦时，结算均价264.38元/兆瓦时。

2024年上半年，云南省省内绿电交易共结算电量4.68亿千瓦时，环境溢价均价为19.45元/兆瓦时。（自2024年8月起开展绿电交易，无同比数据。）

2024年3月28-31日现货结算试运行期间，云南市场化电厂现货合计结算电量23.33亿千瓦时，现货平均结算价格301.91元/兆瓦时，现货结算电费7.04亿元；6月6－7日和24－30日现货结算试运行期间，云南市场化电厂现货合计结算电量69.70亿千瓦时，现货平均结算价格245.59元/兆瓦时，现货结算电费17.1亿元。

西南区域

四川区域上半年风电上网电量为109.14亿千瓦时，光伏上网电量为33.23亿千瓦时，市场结算均价362.97元/兆瓦时。1-6月省内绿电27.69亿千瓦时，省内绿电成交均价402.24元/兆瓦时。