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）
数据来源： 飔合科技
表：2024年上半年，部分省份风电、光伏交易情况（单位：亿度、元/MWh）
数据来源： 飔合科技
表：2024年上半年，部分省份风电、光伏交易情况（单位：亿度、元/MWh）
数据来源： 飔合科技
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。
