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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;
05青海
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。
3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。
4华北区域
01山西
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。
02山东
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。
03冀北
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。
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