2024电力中长期交易特点：绿电量增、均价下降

2024年伊始，各省区电力市场2024年度交易方案和交易结果陆续出炉。《南方能源观察》（以下简称eo）梳理发现，2024年度中长期交易量增、价减，各地进一步探索交易时段划分。

量增价减

成交规模方面，新疆2024年度电力中长期交易成交规模达828亿千瓦时，同比增长12%，其中，新能源占比超40%，同比提高30%，总成交电量和新能源占比均创历史新高。两大用电大省广东和江苏的年度交易总成交电量分别是2582.01亿千瓦时和3606.24亿千瓦时，相较2023年的2426.5亿千瓦时和3389.89亿千瓦时均增长6.4%。

部分省区2023年电力中长期交易成交电量已较之前有所增加，如浙江2023年省内电力中长期交易成交电量首超3000亿千瓦时，达3363.16亿千瓦时，同比增长16.18%，创历史新高。此外，该省2023年累计成交绿电82.14亿千瓦时，同比增长218.87%。

部分省区在2024年度交易方案中进一步明确新能源参与市场交易的范围。据《2024湖南省电力市场中长期交易方案》，湖南省风电和集中式光伏电站（不含扶贫项目）均不安排优先发电计划，全部通过市场交易获得电量。据《关于做好黑龙江省2024年电力市场交易的通知》，黑龙江省平价（含低价）的风电、光伏发电保障性小时数暂分别按1950小时、1300小时确定，剩余电量全部进入市场交易，其他风电、光伏发电全部进入市场交易。

公开数据显示，2024年度绿电交易成交电量总体增加。新疆2024年度中长期市场交易中绿电交易成交电量达到4.62亿千瓦时，是2023年度交易规模的约20倍。天津市2024年度绿电交易成交电量共计50.03亿千瓦时，是2023年的2.73倍。

中国碳中和50人论坛特邀研究员、北京电链科技有限公司双碳事业部总监郑颖认为，2024年绿电交易需求可能会被进一步激发，2023年发布的《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》规定我国可再生能源电量原则上只能申领核发国内绿证，部分原本购买国际绿证的跨国企业可能转向绿电交易。相较于“证电分离”模式下获得的单一绿证，部分企业认为，参与“证电合一”的绿电交易，同时获得绿电和绿证，更符合内部对参与可再生能源消纳和促进可再生能源发展的要求。

此外，公开数据显示，2024年度电力中长期交易价格有所降低。广东2024年度交易成交均价465.62元/兆瓦时，相比2023年度交易成交均价553.86元/兆瓦时下降15.93%。江苏2024年度交易加权均价452.94元/兆瓦时，相比2023年度加权均价466.64元/兆瓦时下降2.94%。

据多位电力交易市场从业者透露，除广东、江苏外，浙江、安徽等地年度电力中长期交易价格也呈下降趋势。

电力行业资深从业者赵克斌分析，受到发电装机投产增加、一次能源价格下降、水电发电能力提升等影响，预计2024年全国电力供需偏紧形势会进一步缓解，电力中长期及现货价格下降。

多位电力交易市场从业者介绍，容量电价计入系统运行费用也是导致交易价格下降的原因之一。部分省区电力交易中心发布公告，提示合规在运的公用煤电机组可在电量电费以外获得容量电费。

部分地方的市场化交易方案也体现出了降低用电成本的诉求。据前述电力交易市场从业者透露，湖南电力交易中心发布的相关公告明确，燃煤火电双边协商的申报价差为10元/兆瓦时至-90元/兆瓦时。

有业内人士评价，市场交易价格还是应由供需关系决定，过度行政干预将影响市场配置资源的效率。

交易标的进一步细化

交易时段划分方面，部分省区2024年进一步探索。《关于印发江苏省电力中长期交易规则（2023版）的通知》规定，在江苏电力现货市场运行月份组织开展中长期分时段能量块交易，所有中长期交易合同由带时标的能量块组合而成。全天按照24个时段划分，每小时为一个时段，以每个时段的电量为交易标的。能量块的最小单位为1兆瓦时。发电侧与购电侧按时段开展电力中长期交易。各市场主体根据自身对中长期合同曲线的要求自由确定各时段需交易电量，并由各个时段的交易结果形成各市场主体的中长期合同曲线。

据eo了解，中长期分时段能量块交易并非江苏首创，2021年山西已开始探索带时标的“电力能量块”市场化交易，实现中长期由电量到电力的转变。

此外，新疆在2024年首次以带电力曲线方式组织年度电力交易。带电力曲线交易是在分时段交易基础上，对交易标的进一步细化，所有成交电量每日24时形成电力曲线，市场化成交价格将按照“尖、峰、平、谷、深谷”分别定价，并按照新疆分时电价政策要求拉开各时段价差。

2023年12月12日，浙江省发展改革委、能源监管办、省能源局发布4个政策文件，即《浙江省电力中长期交易规则(2023年修订版)》《浙江省电力零售市场管理办法(试行)》《2024年浙江省电力市场化交易方案》《关于做好2024年度浙江省电力市场化交易相关工作的知》，对2024年电力市场化交易政策进行调整。

据上述文件，浙江直接参与现货市场的电力用户或售电公司与发电企业应在年度、月度(内)中长期合同中约定包括但不限于分时结算曲线(组)等、交割结算节点和相应结算价格。若未约定电力曲线，则由浙江电力交易中心按照典型负荷曲线将合同电量分解至每个最小结算时段形成电力曲线。

同时，浙江将中长期电力零售交易从原本的三分时模式，即将一天电价分为尖峰、高峰、低谷三个时段，每个时段执行不同电价，调整为单一价模式，即售电公司与零售用户签订购售电合同，约定单一价格。

浙江还建立了年度和月度的煤电价格联动机制。年度煤电价格联动是指以年度为周期按煤炭价格进行联动。年度交易前，市场主体应合理测算、协商议价形成年度交易价格。月度煤电价格联动是指浙江省内煤电电价以月度为周期根据煤炭价格进行联动。