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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。
05天津
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。
5东北区域
01辽宁
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。
02黑龙江
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。
03吉林
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。
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