中國儲能網(wǎng)訊：2023年，陸上風電、集中光伏電站開始大規(guī)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(xù)發(fā)布，各省2024年大型風電、光伏的電價政策也陸續(xù)明朗。本文整理了8省2024年的電價交易政策。
表：8省、自治區(qū)2024年電價相關文件
表：8省、自治區(qū)2024年新能源電價的相關規(guī)定匯總
各省詳細的電價政策如下
寧夏：2024年，普通光伏電價預期低于0.2元/度！
12月7日，寧夏發(fā)改委印發(fā)《關于做好2024年電力中長期交易有關事項的通知》，根據(jù)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(zhí)行0.18165元/千瓦時，約13%的電量執(zhí)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！》
1、優(yōu)先用電、發(fā)電電量：125億度，按煤電基準價結算
《通知》將發(fā)電企業(yè)的發(fā)電量分為兩部分：優(yōu)先發(fā)電計劃電量和市場化交易電量。其中，
優(yōu)先用電量：2024年，將居民、農(nóng)業(yè)的用電需求全部納入優(yōu)先用電計劃，優(yōu)先用電量約125億千瓦時。
優(yōu)先發(fā)電量：125億千瓦時，分為六部分，分別為：
1）生物質(zhì)等：4.67億千瓦時。
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。
3）哈納斯熱電廠（東、西部）燃氣發(fā)電機組：22億千瓦時；
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。
5）銀星能源等7個無補貼電站，全額保障性收購：約1.5億千瓦時。
6）普通風電、光伏項目：55.35億千瓦時
除優(yōu)先發(fā)電、優(yōu)先用電計劃以外電量全部進入市場，預計2024年區(qū)內(nèi)市場化交易規(guī)模約925億千瓦時。
2023年，寧夏風電、光伏項目的總發(fā)電量分別為294億千瓦時、282億千瓦時，考慮上述4、5、6項優(yōu)先發(fā)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！
2、市場化交易電價時段劃分
進一步優(yōu)化交易時段，增加尖峰、深谷時段，實現(xiàn)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(fā)揮市場作用，促進新能源高效消納。
峰時段：7:00－9:00，17:00-23:00；
谷時段：9:00-17:00；
平時段：0:00-7:00，23:00－0:00。
為促進光伏產(chǎn)業(yè)健康發(fā)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(fā)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(fā)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?？紤]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(jù)上文，87%電量參與市場化交易，執(zhí)行0.18165元/千瓦時，13%的電量執(zhí)行基準價0.2595元/千瓦時，則綜合電價約為0.1918元/度。
3、新能源40%以上電量參與年度交易
根據(jù)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(wǎng)電量的40%參與年度交易。年中新并網(wǎng)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。
4、綠電交易
1）參與綠電交易的新能源必須進入綠證核發(fā)白名單，具備綠證核發(fā)資格。
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(huán)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(huán)境價格由雙方協(xié)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(nèi)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。
5、偏差結算價格：
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(fā)電企業(yè)成交電量（省間交易為實際執(zhí)行電量）低于當月實際用電量/上網(wǎng)電量的80%，用戶各時段正偏差電量暫執(zhí)行基準電價的K1倍（K1暫取2.0），發(fā)電企業(yè)各時段正偏差電量執(zhí)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(qū)內(nèi)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(zhí)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(xù)根據(jù)市場運行情況適時調(diào)整。
黑龍江：2024年，除平價、低價項目外，風、光電量全部進市場！
2023年12月8日，黑龍江省發(fā)改委發(fā)布《關于做好黑龍江省2024年電力市場交易的通知》，提出：
1、市場交易規(guī)模
落實國家關于有序推動全部工商業(yè)用戶進入電力市場的要求，2024年全省電力市場交易總規(guī)模預計用電量590億千瓦時。
2、市場主體準入
(一)發(fā)電企業(yè)
1.各類發(fā)電機組按照“以用定發(fā)”的原則，重點保障電網(wǎng)安全和居民、農(nóng)業(yè)等公益性用電需求，優(yōu)先保障省內(nèi)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(fā)電機組、水電機組、生物質(zhì) (含垃圾發(fā)電) 機組、分布式電源、實證實驗發(fā)電項目暫不參與市場交易。
3.原則上省內(nèi)燃煤發(fā)電機組上網(wǎng)電量 (燃煤背壓機組或只在供熱期運行的燃煤發(fā)電機組除外)應全部進入市場交易，并優(yōu)先保障省內(nèi)用戶用電需求。
4.平價 (含低價)的風電、光伏發(fā)電保障性小時數(shù)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(fā)電全部進入市場交易。各發(fā)電機組的保障性電量規(guī)模 (含特殊補貼項目)在我委印發(fā)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(fā)電機組依法取得發(fā)電項目核準或備案文件、依法取得或者豁免電力業(yè)務許可證 (發(fā)電類)方可參與市場交易。
交易價格
(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(fā)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(jīng)營主體在上下限范圍內(nèi)自由開展交易。
云南：2024年風、光電價政策明確，“煤電基準價”結算比例下降！
2023年12月14日，云南省發(fā)改委、云南省能源局聯(lián)合下發(fā)《關于進一步完善新能源上網(wǎng)電價政策有關事項的通知》（云發(fā)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(wǎng)的項目，繼續(xù)執(zhí)行2023年上網(wǎng)電價機制。
2）2024年1月1日—6月30日全容量并網(wǎng)的光伏項目月度上網(wǎng)電量的65%、7月1日—12月31日全容量并網(wǎng)的光伏項目月度上網(wǎng)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(fā)電基準價。
3）2024年1月1日—6月30日全容量并網(wǎng)的風電項目月度上網(wǎng)電量的50%、7月1日—12月31日全容量并網(wǎng)的風電項目月度上網(wǎng)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(fā)電基準價。
2023~2024年并網(wǎng)的風電、光伏項目的上網(wǎng)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(jīng)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(wǎng)的上網(wǎng)電價，超過清潔能源市場均價的部分，需要由全體工商業(yè)用戶按用電量等比例分攤。
由于云南省已經(jīng)開展全面的市場好交易，且省內(nèi)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(fā)改委、能源局聯(lián)合印發(fā)《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(jù)居民電能替代需要的電量全年統(tǒng)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(wǎng)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，云南省的清潔能源交易平均價格為0.27612元/度。
青海：2024年，普通光伏電價預期低于0.2元/度！
2023年12月26日，青海省能源局下發(fā)《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。
甘肅：2024年，普通光伏電價預期低于0.2元/度！
2023年10月27日，甘肅省工信廳發(fā)布《甘肅省2024年省內(nèi)電力中長期年度交易組織方案》，提出新能源發(fā)電交易價格機制：
新能源企業(yè)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(shù)（峰段系數(shù)=1.5，平段系數(shù)=1，谷段系數(shù)=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(yè)交易時均執(zhí)行國家明確的新能源發(fā)電價格形成機制。
從上文可以看到，
1）新能源項目：各段交易價格≤交易基準價
2）交易基準價 = 燃煤基準價格 * 峰谷分時系數(shù)
因此，甘肅省新能源項目，各階段電價交易的上限如下表所示。
表：工商業(yè)用戶峰谷時段劃分及新能源交易基準價
因此，光伏項目發(fā)的大部分電量，交易價格的上限將為0.1539元/度，如下圖所示。
廣西：2024年集中式風電、光伏市場化交易電價 0.38 元/度！
2023年12月29日，廣西自治區(qū)工信廳等三部門聯(lián)合印發(fā)《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(wǎng)電量的電量參與市場化交易，暫定風電發(fā)電企業(yè)等效利用小時數(shù)為800小時，光伏發(fā)電企業(yè)等效利用小時數(shù)為500小時。享受補貼的風電、光伏發(fā)電項目參與市場化交易的電量仍繼續(xù)享受補貼。詳見《廣西：2024年風、光保價小時數(shù)仍為800、500小時！》
2024年1月7日，廣西工信廳、發(fā)改委再次發(fā)布《關于明確新能源發(fā)電企業(yè)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(fā)電企業(yè)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(zhí)行，后續(xù)視電力市場交易運行實際情況，結合成本調(diào)查，經(jīng)報上級同意，再對政府授權合約價格進行優(yōu)化調(diào)整。
河南：除光伏扶貧，風光電量按不高于燃煤基準價參與交易！
2023年12月29日，河南省發(fā)改委發(fā)布《印發(fā)河南省優(yōu)化工業(yè)電價若干措施的通知》（豫發(fā)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(nèi)風電、光伏電量按不高于我省燃煤發(fā)電基準價參與市場交易，研究實施午間平（谷）段電價、重要節(jié)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！》
具體如下：
1、推動新能源電量參與中長期交易
自2024年1月起，除扶貧光伏電量外，省內(nèi)風電、光伏電量按不高于我省燃煤發(fā)電基準價參與市場交易，引導工商業(yè)用戶優(yōu)先消納新能源電量，實現(xiàn)新能源電量在更大范圍內(nèi)的優(yōu)化配置，降低工商業(yè)用電成本。
2、完善分時電價
結合電力供需形勢、負荷特性變化、新能源發(fā)展等因素，適時優(yōu)化峰平谷時段設置和比價系數(shù)，研究實施午間平（谷）段電價、重要節(jié)假日午間深谷電價等措施，鼓勵工業(yè)企業(yè)午間多用低價電、節(jié)假日連續(xù)生產(chǎn)，促進新能源電力消納。
3、新能源技改配儲
支持風電、光伏企業(yè)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(fā)生。
4、開展源網(wǎng)荷儲一體化試點示范
鼓勵企業(yè)和園區(qū)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(jīng)濟效益。開展千企（園）綠電提速行動，選擇1000家左右企業(yè)（園區(qū)），利用屋頂、廠區(qū)、園區(qū)等資源，按照源網(wǎng)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(wǎng)等形式的綜合能源項目。
內(nèi)蒙古：新能源90%電量執(zhí)行中長期，分布式光伏等暫不進市場！
2024年2月4日，內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局下發(fā)《關于做好2024年內(nèi)蒙古電力多邊交易市場中長期交易有關事宜的通知》(內(nèi)能源電力字〔2024〕55號)。內(nèi)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(nèi)蒙：新能源90%電量執(zhí)行中長期，分布式光伏等暫不進市場！》
1、三類不參與電力市場的項目
1）分散式風電
2）分布式光伏和扶貧光伏
3）“中發(fā)〔2015〕9號”印發(fā)前投產(chǎn)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），
上述三類項目，可以主動申請參與電力市場并提出交易辦法；
六類市場化消納新能源項目（源網(wǎng)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(qū)綠色供電、火電靈活性改造、全額自發(fā)自用等）分類參與電力市場交易。盡快研究源網(wǎng)荷儲一體化用電主體、工業(yè)園區(qū)綠色供電項目主體、風光制氫項目主體等自平衡調(diào)度運行機制。
2、不同類型項目“保量保價”小時數(shù)
交易機構根據(jù)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(guī)定如下表所示。
表：不同類型項目“保量保價”電量規(guī)定
發(fā)電量超出上表部分，將參與市場化交易。
3、“保量保價”電量的分配
新能源“保量保價”優(yōu)先發(fā)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(fā)電場站優(yōu)先發(fā)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(wǎng)企業(yè)掛牌、新能源發(fā)電企業(yè)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(yōu)先發(fā)電電量。
4、新能源90%電量簽約中長期
新能源場站中長期合同簽約電量不低于上一年度上網(wǎng)電量或申報年度發(fā)電能力（二者取較大值）的90%。
發(fā)電企業(yè)應根據(jù)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(fā)電成交曲線時段不應超過光伏有效發(fā)電時段（暫定為每日5時至20時）。
5、交易方式.
新能源交易按照年度、月度、月內(nèi)等周期組織，執(zhí)行峰平谷分時段價格，
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(fā)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(qū)內(nèi)平均成交價格
2）不享受可再生能源補貼風電、光伏項目：優(yōu)先開展雙邊協(xié)商交易，協(xié)商交易結束后，未成交以及未參與協(xié)商交易電量可以參加掛牌交易，掛牌交易價格在蒙西地區(qū)燃煤發(fā)電基準價的基礎上浮動不超過10%。自治區(qū)明確支持的戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)電力用戶在新能源競價交易中優(yōu)先成交。
6、偏差考核.
年度中長期合約簽約比例未達到要求的發(fā)電企業(yè)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(yè)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(fā)電量90%的新能源場站，參與現(xiàn)貨市場時風險防范比例按75%至120%執(zhí)行，實際持有中長期合約比例降低數(shù)值的50%調(diào)減風險防范比例下限。
7、綠證抵扣補貼
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(wǎng)企業(yè)單獨歸集，按照國家要求沖抵可再生能源發(fā)電補貼。支持自治區(qū)明確的戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)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(jù)國家發(fā)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(fā)交易數(shù)據(jù)歸集工作，做好區(qū)內(nèi)綠色電力交易，體現(xiàn)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(lián)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(diào)度運行機制，提升區(qū)域內(nèi)部平衡運行能力，增強新能源就地消納與系統(tǒng)穩(wěn)定能力。
