2023年，陸上風電、集中光伏電站開始大規模參與市場化交易。近期，隨著各省2024年的電力市場化交易政策陸續發布，各省2024年大型風電、光伏的電價政策也陸續明朗。本文整理了8省2024年的電價交易政策。

　　12月7日，寧夏發改委印發《關于做好2024年電力中長期交易有關事項的通知》，根據該文件，2024年，寧夏的光伏項目預期約87%電量參與市場化交易，執行0.18165元/千瓦時，約13%的電量執行基準價0.2595元/千瓦時，則綜合電價約為0.1918元/度。詳見《2024年，寧夏普通光伏電價預期低于0.2元/度！》

　　《通知》將發電企業的發電量分為兩部分：優先發電計劃電量和市場化交易電量。其中，

　　優先用電量：2024年，將居民、農業的用電需求全部納入優先用電計劃，優先用電量約125億千瓦時。

　　2）低價保供電源青銅峽水電、沙坡頭水電及李家峽水電：23.48億千瓦時。

　　4）扶貧光伏電站、分布式光伏項目：10億千瓦時，分散式風電：8億千瓦時。

　　除優先發電、優先用電計劃以外電量全部進入市場，預計2024年區內市場化交易規模約925億千瓦時。

　　2023年，寧夏風電、光伏項目的總發電量分別為294億千瓦時、282億千瓦時，考慮上述4、5、6項優先發電計劃包含的74.85億千瓦時，則參與交易的約為500億千瓦時，即87%電量要參與市場化交易！

　　進一步優化交易時段，增加尖峰、深谷時段，實現分時段組織、分時段計量、分時段結算，以時段交易價格引導用戶主動削峰填谷，充分發揮市場作用，促進新能源高效消納。

　　為促進光伏產業健康發展，綜合考慮光伏投資成本回收，并進一步拉大峰谷價差，新能源價格浮動比例提升至30%，即用戶與新能源平段交易申報價格不超過基準電價，峰段交易申報價格不低于平段價格的130%，谷段交易申報價格不超過平段價格的70%。

　　寧夏燃煤發電基準價為0.2595元/千瓦時，按上述比例，新能源在峰段的交易價格不低于0.33735元/千瓦時，而谷段的交易價格則不超過0.18165元/千瓦時。

　　光伏的發電主要集中在谷時段（9:00-17:00），因此，幾乎所有的電量交易電價將不超過0.18165元/千瓦時！

　　新能源峰段價格上浮比例不高于谷段價格下浮比例。考慮高耗能用戶與非高耗能用戶不同交易價格上限，用戶與新能源峰段交易申報價格不超過基準電價的1.5倍。單筆交易中風電峰、平、谷三段申報電量均不低于總申報電量的20%。

　　根據上文，87%電量參與市場化交易，執行0.18165元/千瓦時，13%的電量執行基準價0.2595元/千瓦時，則綜合電價約為0.1918元/度。

　　根據2024年寧夏非水可再生能源電力消納責任權重預期目標值測算，新能源暫按照不低于上年上網電量的40%參與年度交易。年中新并網新能源機組可通過多月、月度和旬交易完成40%電量比例要求。

　　2）用戶與新能源開展綠電交易應分別明確電能量價格和環境價格，電能量價格按照新能源與用戶分時段交易價格機制確定，環境價格由雙方協商確定。

　　3）綠電交易暫按照年度、月度為周期組織開展，適時組織開展月內綠電交易，鼓勵市場主體開展多年綠電交易。

　　4）在完成可再生能源消納責任權重指標的前提下，用戶超額消納的綠電交易電量、購買綠證折算電量不計入其能耗雙控指標。

　　若當日某時段無日融合交易價格或除日融合交易外用戶/發電企業成交電量（省間交易為實際執行電量）低于當月實際用電量/上網電量的80%，用戶各時段正偏差電量暫執行基準電價的K1倍（K1暫取2.0），發電企業各時段正偏差電量執行基準電價的K2倍（K2暫取0.5），負偏差電量均按照對應時段年度、月度區內電力直接交易均價結算。

　　銀東、靈紹、寧湘直流配套新能源暫不執行80%比例要求，所有偏差電量按照對應時段日融合交易加權價進行結算，后續根據市場運行情況適時調整。

　　2023年12月8日，黑龍江省發改委發布《關于做好黑龍江省2024年電力市場交易的通知》，提出：

　　落實國家關于有序推動全部工商業用戶進入電力市場的要求，2024年全省電力市場交易總規模預計用電量590億千瓦時。

　　1.各類發電機組按照“以用定發”的原則，重點保障電網安全和居民、農業等公益性用電需求，優先保障省內電力供需平衡，其他電量全部通過市場獲得。

　　2.燃煤背壓機組或只在供熱期運行的燃煤發電機組、水電機組、生物質 (含垃圾發電) 機組、分布式電源、實證實驗發電項目暫不參與市場交易。

　　3.原則上省內燃煤發電機組上網電量 (燃煤背壓機組或只在供熱期運行的燃煤發電機組除外)應全部進入市場交易，并優先保障省內用戶用電需求。

　　4.平價 (含低價)的風電、光伏發電保障性小時數暫分別按 1950 小時、1300 小時確定，剩余電量全部進入市場交易，其他風電、光伏發電全部進入市場交易。各發電機組的保障性電量規模 (含特殊補貼項目)在我委印發的年度電力電量平衡方案中確定，保障性電量以外的全部進行市場交易。

　　5.發電機組依法取得發電項目核準或備案文件、依法取得或者豁免電力業務許可證 (發電類)方可參與市場交易。

　　(一)按照“基準價十上下浮動”的市場化價格機制要求設定市場交易價格上下限，高耗能用戶市場交易價格不受上浮20%限制。

　　(二)一類用戶 (售電公司) 與燃煤發電機組全電量交易交易價格不高于 2023 年用戶側直接交易平均成交價格，各經營主體在上下限范圍內自由開展交易。

　　2023年12月14日，云南省發改委、云南省能源局聯合下發《關于進一步完善新能源上網電價政策有關事項的通知》（云發改價格〔 2023 〕1264 號），明確，2024年云南省風電、光伏項目的電價將減少以“煤電基準價”結算的比例！詳見《云南：2024年風、光電價政策明確，“煤電基準價”結算比例下降！》

　　1）2021年1月1日—2023年12月31日全容量并網的項目，繼續執行2023年上網電價機制。

　　2）2024年1月1日—6月30日全容量并網的光伏項目月度上網電量的65%、7月1日—12月31日全容量并網的光伏項目月度上網電量的55%在清潔能源市場交易均價基礎上補償至云南省燃煤發電基準價。

　　3）2024年1月1日—6月30日全容量并網的風電項目月度上網電量的50%、7月1日—12月31日全容量并網的風電項目月度上網電量的45%在清潔能源市場交易均價基礎上補償至云南省燃煤發電基準價。

　　2023~2024年并網的風電、光伏項目的上網電量，以煤電基準價結算的比例如下表所示。

　　實際上，云南省普通的風電、光伏項目，已經全部參與市場化交易，結算電價遠低于煤電基準價。因此，政府保障以“煤電基準價”并網的上網電價，超過清潔能源市場均價的部分，需要由全體工商業用戶按用電量等比例分攤。

　　由于云南省已經開展全面的市場好交易，且省內裝機以水電為主，因此電力市場化交易的電價以水電的交易電價為基礎。2017年11月，云南省工信委、發改委、能源局聯合印發《2018年云南電力市場化交易實施方案》第22條：風電場和光伏電廠保障居民電能替代電量，根據居民電能替代需要的電量全年統籌平衡。其中，

　　12月~來年5月，不安排風電、光伏項目保居民電能替代電量，需參與市場化交易，6~11月風電、光伏電廠全部上網電量均安排為保障居民電能替代電量，不參與市場化交易。因此，普通風電、光伏項目的電價如下表所示。

　　2023年12月26日，青海省能源局下發《關于開展2024年電力交易有關事項的通知》（青能運行〔2023〕134號）,文件提出：

　　新能源年度交易合約量不低于市場化總量的80%；谷電價（11:00-16:00，5個小時）在平電價的基礎上下浮不低于20%形成。

　　2023年10月27日，甘肅省工信廳發布《甘肅省2024年省內電力中長期年度交易組織方案》，提出新能源發電交易價格機制：

　　新能源企業峰、谷、平各段交易基準價格為燃煤基準價格乘以峰谷分時系數（峰段系數=1.5，平段系數=1，谷段系數=0.5），各段交易價格不超過交易基準價。電力用戶與新能源企業交易時均執行國家明確的新能源發電價格形成機制。

　　因此，光伏項目發的大部分電量，交易價格的上限將為0.1539元/度，如下圖所示。

　　2023年12月29日，廣西自治區工信廳等三部門聯合印發《關于2023年廣西電力市場交易實施方案的通知》，文件提出：2023年，廣西風電、光伏超過等效上網電量的電量參與市場化交易，暫定風電發電企業等效利用小時數為800小時，光伏發電企業等效利用小時數為500小時。享受補貼的風電、光伏發電項目參與市場化交易的電量仍繼續享受補貼。詳見B體育官網 B體育網址《廣西：2024年風、光保價小時數仍為800、500小時！》

　　2024年1月7日，廣西工信廳、發改委再次發布《關于明確新能源發電企業政府授權合約價格有關事宜的通知》，明確：政府授權合約價格集中式風電、光伏發電企業為 0.38 元/千瓦時。在結算政府授權合約差價費用時暫按上述政府授權合約價格執行，后續視電力市場交易運行實際情況，結合成本調查，經報上級同意，再對政府授權合約價格進行優化調整。

　　2023年12月29日，河南省發改委發布《印發河南省優化工業電價若干措施的通知》（豫發改價管〔2023〕679號），文件明確：

　　2024年1月份開始，扶貧光伏電量外，省內風電、光伏電量按不高于我省燃煤發電基準價參與市場交易，研究實施午間平（谷）段電價、重要節假日午間深谷電價等措施。詳見《河南：除光伏扶貧，風光電量按不高于燃煤基準價參與交易！》

　　自2024年1月起，除扶貧光伏電量外，省內風電、光伏電量按不高于我省燃煤發電基準價參與市場交易，引導工商業用戶優先消納新能源電量，實現新能源電量在更大范圍內的優化配置，降低工商業用電成本。

　　結合電力供需形勢、負荷特性變化、新能源發展等因素，適時優化峰平谷時段設置和比價系數，研究實施午間平（谷）段電價、重要節假日午間深谷電價等措施，鼓勵工業企業午間多用低價電、節假日連續生產，促進新能源電力消納。

　　支持風電、光伏企業開展技術改造，合理配置儲能，保持風光合理利用率，減少棄電發生。

　　鼓勵企業和園區自建分布式光伏和分散式風電，盡量就近高比例消納可再生能源，增強經濟效益。開展千企（園）綠電提速行動，選擇1000家左右企業（園區），利用屋頂、廠區、園區等B體育官網 B體育網址資源，按照源網荷儲一體化模式，建設以分布式光伏為主，結合分散式風電、新型儲能、氫能、智慧能源管控、負荷管理、綠色微電網等形式的綜合能源項目。

　　2024年2月4日，內蒙古自治區能源局下發《關于做好2024年內蒙古電力多邊交易市場中長期交易有關事宜的通知》(內能源電力字〔2024〕55號)。內蒙古作為風電、光伏裝機大省，該文件詳細介紹了風電、光伏等參與市場化交易的原則。詳見《內蒙：新能源90%電量執行中長期，分布式光伏等暫不進市場！》

　　3）“中發〔2015〕9號”印發前投產的不享受可再生能源補貼新能源項目（未進入當年補貼名單的項目），

　　六類市場化消納新能源項目（源網荷儲一體化、風光制氫一體化、燃煤自備電廠可再生能源替代、園區綠色供電、火電靈活性改造、全額自發自用等）分類參與電力市場交易。盡快研究源網荷儲一體化用電主體、工業園區綠色供電項目主體、風光制氫項目主體等自平衡調度運行機制。

　　交易機構根據新能源核準（備案）、價格批復等文件，對平價（低價）、特許權、領跑者等項目進行認定。其中，不同類型項目的“保量保價”部分規定如下表所示。

　　新能源“保量保價”優先發電電量（含低價新能源項目按競價價格結算電量）由電力交易機構對新能源發電場站優先發電電量進行預分配，預分配電量以月度掛牌交易方式開展，由電網企業掛牌、新能源發電企業摘牌。未摘牌或未完全摘牌電量視為放棄該部分“保量保價”優先發電電量。

　　新能源場站中長期合同簽約電量不低于上一年度上網電量或申報年度發電能力（二者取較大值）的90%。

　　發電企業應根據實際情況確定中長期成交曲線，合同曲線電力最大值原則上不超過裝機容量，光伏發電成交曲線時段不應超過光伏有效發電時段（暫定為每日5時至20時）。

　　1）享受可再生能源補貼風電、光伏項目：僅組織單邊競價交易，由用戶側報量報價、發電側報量接受價格，交易申報價格暫不得低于2023年享受可再生能源補貼風電、享受可再生能源補貼光伏項目區內平均成交價格

　　2）不享受可再生能源補貼風電、光伏項目：優先開展雙邊協商交易，協商交易結束后，未成交以及未參與協商交易電量可以參加掛牌交易，掛牌交易價格在蒙西地區燃煤發電基準價的基礎上浮動不超過10%。自治區明確支持的戰略性新興產業電力用戶在新能源競價交易中優先成交。

　　年度中長期合約簽約比例未達到要求的發電企業和電力用戶，實際簽約電量和滿足簽約比例的電量之間的差額電量，新能源企業按照同類型新能源年度平均交易電價的20%支付偏差結算費用；

　　月度中長期合約實際持有比例達到月度發電量90%的新能源場站，參與現貨市場時風險防范比例按75%至120%執行，實際持有中長期合約比例降低數值的50%調減風險防范比例下限。

　　新能源場站可在綠電交易中長期合約中與電力用戶約定綠色價值，獲取收益并適當承擔市場交易風險；享受可再生能源補貼的新能源電量對應綠色價值的附加收益由電網企業單獨歸集，按照國家要求沖抵可再生能源發電補貼。支持自治區明確的戰略性新興產業電力用戶高比例消費綠色電力，積極開展綠色制造。

　　做好綠色電力證書全覆蓋工作。根據國家發改委、財政部、能源局的相關要求，做好可再生能源綠色電力證書全覆蓋及綠色電力證書核發交易數據歸集工作，做好區內綠色電力交易，體現可再生能源的綠色價值。

　　基于高比例新能源參與市場的背景，分析電力交易與碳交易間的關聯關系，研究碳電市場耦合機理與市場抵頂對沖交易機制。

　　研究探索分布式光伏、分散式風電等主體市場交易機制，完善調度運行機制，提升區域內部平衡運行能力，增強新能源就地消納與系統穩定能力。

　　2023年，陸上風電、集中光伏電站開始大規模參與市場化交易。近期，隨著各省2024年的電力市場化交易政策陸續發布，各省2024年大型風電、光伏的電價政策也陸續明朗。本文整理了8省2024年的電價交易政策。 表：8省、自治區2024年電價相關文件表：8省、自治區2024年 新能源 電價的相關規定匯...