6月,全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量28470.3亿千瓦时,占全社会用电量比...&nb

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发布时间:2024-10-12 15:14

来源: 飔合科技

2024年1-6月,全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量28470.3亿千瓦时,占全社会用电量比重为61.1%。

本文统计了2024年上半年,西北电网、华北电网、东北电网共13个省电力交易情况,以及新能源电量交易(含绿电交易)的基本情况。其中,风电、光伏的交易电价情况如下图所示,个别省份采用新能源均价(风电、光伏平均电价)

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表:2024年上半年,部分省份风电、光伏交易情况(单位:亿度、元/MWh)

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表:2024年上半年,部分省份风电、光伏交易情况(单位:亿度、元/MWh)

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各省每个月的详细交易电量、交易电价,参考下文。

西北区域

省内交易情况:2024年上半年,疆内直接交易成交978.78亿千瓦时,同比增长18.53%,均价235.35元/兆瓦时,同比降低19.10元/兆瓦时;电网代理购电成交207.43亿千瓦时,同比增长24.79%,均价238.78元/兆瓦时,同比降低24.11元/兆瓦时;月内合同交易成交电量减持80.24亿千瓦时,均价194.31元/兆瓦时;新能源替代成交4.01亿千瓦时,均价19.84元/兆瓦时;关停替代成交4.47亿千瓦时,均价250元/兆瓦时。

省内消纳新能源结算情况:2024年上半年,疆内消纳风电结算电量225.16亿千瓦时,结算均价213.45元/兆瓦时;疆内消纳光伏结算电量156.11亿千瓦时,结算均价165.43元/兆瓦时。

2024年上半年,宁夏电力直接交易累计成交电量444.28亿千瓦时,成交均价301.53元/兆瓦时。截止6月底,完成区内发电权交易电量10.97亿千瓦时,其中燃气与火电发电权交易电量8.2亿千瓦时,燃气与新能源发电权交易电量2.77亿千瓦时。

跨省跨区外送交易情况:截至6月,宁夏电网跨区跨省累计外送电量436.49亿千瓦时,同比增长16.64%,电厂外送均价331.04元/兆瓦时,同比下降10.68%。宁夏电网跨区跨省累计外送新能源电量106.44亿千瓦时,其中中长期外送新能源77.18亿千瓦时,调度短期外送新能源29.26亿千瓦时。

电力市场结算情况:截至6月底,发电侧累计上网电量896.70亿千瓦时,同比增长8.03%;结算均价339.73元/兆瓦时,同比下降3.15%。

省内交易情况:2024年上半年,甘肃中长期成交电量151.055亿千瓦时。其中火电成交63.345亿千瓦时,成交均价351.49元/兆瓦时;新能源成交87.73亿千瓦时,成交均价225.08元/兆瓦时。

省内新能源结算情况:2024年上半年,风电结算电量208.34亿千瓦时,结算均价270.87元/兆瓦时;光伏结算电量156.78亿千瓦时,结算均价181.92元/兆瓦时。

2024年上半年,陕西市场化交易1340.18亿千瓦时,成交均价383.32元/兆瓦时。

2024年上半年,陕西月度及月内交易105.386亿千瓦时,成交均价383.32元/兆瓦时。火电成交电量72.41亿千瓦时,成交均价403.74元/兆瓦时;水电成交电量3.71亿千瓦时,成交均价322.05元/兆瓦时;风电(含绿电交易)成交电量14.11亿千瓦时,成交均价357.42元/兆瓦时;光伏(含绿电交易)成交电量15.64亿千瓦时,成交均价377.01元/兆瓦时;

省内交易情况:2024年上半年,青海市场化交易电量353.2亿千瓦时,均价252.89元/兆瓦时。

跨省跨区外送交易价格:2024上半年青海跨省跨区交易成交电量93.58亿千瓦时,成交均价275.76元/兆瓦时。

2024年上半年电力市场结算情况:1月,新能源结算均价228元/兆瓦时;2月,新能源结算均价228元/兆瓦时;3月,新能源结算均价248元/兆瓦时;4月,新能源结算均价222元/兆瓦时;5月新能源结算均价252元/兆瓦时;6月新能源结算均价212元/兆瓦时。

蒙西

蒙西电力市场受新能源出力波动影响,随着大风季向小风季转变,现货价格逐步走高,进而带动结算均价上涨。但由于蒙西新能源受新能源风险防范的影响,结算电价受现货市场电价影响较低,上涨幅度较小,结算价格整体较为稳定,上半年蒙西市场结算电量1472.57亿千瓦时,结算均价307.4元/兆瓦时。

华北区域

2024年上半年,山西省内中长期直接交易成交电量903.27亿千瓦时,均价305.88元/兆瓦时。其中,普通交易成交电量730.17亿千瓦时,均价303.75元/兆瓦时;电网企业代理购电交易成交电量170.80亿千瓦时,均价314.15 元/兆瓦时;榆林用电交易成交电量1.55亿千瓦时,均价395.15元/兆瓦时;低压用户交易成交电量77585.00兆瓦时,均价316.20元/兆瓦时。

2024年上半年山西,风电机组结算电量253.76亿千瓦时,均价263.49元/兆瓦时;光伏发电结算电量125.69亿千瓦时,均价270.31元/兆瓦时。

2024年上半年山西省间外送电量总计328.07亿千瓦时,均价365.89元/兆瓦时,最低价358.65元/兆瓦时,最高价379.70元/兆瓦时。

目前山东中长期交易市场参与主体以火电为主,交易电量规模以年度交易和月度交易为主,2024年上半年中长期市场累计交易电量1274.76亿千瓦时,交易均价364.57元/兆瓦时左右。现货市场,日前均价为308.16元/兆瓦时,实时均价为299.32元/兆瓦时。

2024年上半年山东绿电交易电量10.2亿千瓦时,均价414元/兆瓦时左右。

2024年上半年风电分为参与中长期交易(主动入市)和未参与中长期交易(被动入市)两种交易方式,其中主动入市上网电量26.24亿千瓦时(占比8.69%),结算均价422.18元/兆瓦时,被动入市电量275.6亿千瓦时,结算均价354.5元/兆瓦时;光伏全部采取被动入市方式,上网电量97.83亿千瓦时,结算均价341.39元/兆瓦时。

冀北带补贴新能源参与市场化交易最高比例为上网电量的50%,平价项目比例为60%。2024年上半年冀北绿电交易价格平均约421元/兆瓦时,年度双边交易占主要交易电量。

上半年冀北新能源绿电结算电量共129亿千瓦时,结算均价418元/兆瓦时。

冀北绿电环境权益结算每月平均结算20亿千瓦时左右,结算均价4元/兆瓦时。

2024年2-6月冀南风电市场化电量结算均价约为429元/兆瓦时,光伏市场化电量结算均价约为353元/兆瓦时。

2024年2-6月冀南绿电环境权益价值结算3.04亿千瓦时,均价4.34元/兆瓦时。

通过统计典型风电场扣费情况,2024年1-5月参与分摊调峰服务费用,在2024年上半年有明显增长趋势。6月参与分摊调峰服务和调频服务费用,是6月费用明显增加的原因。

典型场站2024年上半年两个细则分摊费用在3-10元/兆瓦时之间。

由于新能源大发叠加过年停工停产负荷下降,河北南网2月限电情况较严重,其余月份限电率不高。

2024年6月5-18日,河北南网开展长周期现货结算试运行。新能源场站全电量参与优化出清,上网电量按照入市比例参与结算。河北南网现货价格曲线呈现晚间高,日间低的形态。现货出清均价在240.26-498.29元/兆瓦时之间。全天约有一半的时间,现货价格低于标杆电价。平均日内峰谷价差不大,但是单日价差最高可以达到约650元/兆瓦时(11日)。

光伏现货结算加权均价约441.97元/兆瓦时;风电结算加权均价约432.77元/兆瓦时。风电结算价格波动较大,与结算电量呈现负相关关系,6月14日风电现货结算均价低于标杆电价364.4元/兆瓦时。光伏结算价格高于风电的原因是夏季中午为平段,中长期签约价格高于凌晨谷段。

天津区域内平价、自愿退补的新能源发电企业可全电量参与绿电交易。

2024年上半年,天津区域内绿电交易合计15.68亿千瓦时,交易均价为416.73元/兆瓦时。其中年度分月交易11.15亿千瓦时,交易均价416.63元/兆瓦时;月度及月内交易4.53亿千瓦时,交易均价416.73元/兆瓦时。

东北区域

辽宁省24年1-6月绿电共计结算58.35亿千瓦时,结算均价为416.49元/兆瓦时。

1-6月用户侧结算情况:其中1、2月未公布情况,1-6月市场化用户结算电量为543.78亿千瓦时,均价417.90元/兆瓦时;零售市场结算电量475.42亿千瓦时,均价412.9元/兆瓦时。

省内交易情况:2024年上半年,省内市场化交易累计成交电量529.11亿千瓦时。其中:电力直接交易成交火电电量301.18亿千瓦时,成交均价404.41元/千千瓦时;电网代理购电交易成交火电电量220.52亿千瓦时,成交均价404.42元/千千瓦时;绿电交易成交电量7.41亿千瓦时,成交均价433.09元/千千瓦时。

跨省跨区交易情况:2024年上半年,黑龙江跨省跨区外送电交易累计成交电量166.53亿千瓦时,成交均价352.58元/千千瓦时,其中:火电成交电量62.43亿千瓦时,成交均价421.09元/千千瓦时;风电成交电量87.03亿千瓦时,成交均价312.01元/千千瓦时;光伏成交电量17.07亿千瓦时,成交均价308.78元/千千瓦时。

2024年上半年,吉林全省全省结算发电企业上网电量426.73亿千瓦时,其中火电227.00亿千瓦时,风电149.55亿千瓦时,光伏26.51亿千瓦时;占比94.46%。火电结算均价423.0元/兆瓦时。风电341.6元/兆瓦时,光伏362.7元/兆瓦时。

注:结算均价不含双细则及辅助服务分摊补偿情况,火电不含没电容量补偿费用

2024年上半年,吉林省内直接交易电量139.54亿千瓦时,结算均价411.40元/兆瓦时(年度直接交易100.12亿千瓦时,结算均价421.42元/兆瓦时;月度直接交易19.84亿千瓦时,结算均价399.27元/兆瓦时;节假日交易7.08亿千瓦时,结算均价391.49元/兆瓦时;源网荷储互动交易5.36亿千瓦时,结算均价315.57元/兆瓦时;绿电交易电能量7.15亿千瓦时,结算均价 396.42 元/兆瓦时);电网代理购电89.15亿千瓦时,结算均价421.42元/兆瓦时。

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