2023年，陆上风电、集中光伏电站开始大规模参与市场化交易。近期，随着各省2024年的电力市场化交易政策陆续发布，各省2024年大型风电、光伏的电价政策也陆续明朗。本文整理了8省2024年的电价交易政策。

表：8省、自治区2024年电价相关文件

表：8省、自治区2024年新能源电价的相关规定汇总

各省详细的电价政策如下

宁夏：2024年，普通光伏电价预期低于0.2元/度！

12月7日，宁夏发改委印发《关于做好2024年电力中长期交易有关事项的通知》，根据该文件，2024年，宁夏的光伏项目预期约87%电量参与市场化交易，执行0.18165元/千瓦时，约13%的电量执行基准价0.2595元/千瓦时，则综合电价约为0.1918元/度。详见《2024年，宁夏普通光伏电价预期低于0.2元/度！》

1、优先用电、发电电量：125亿度，按煤电基准价结算

《通知》将发电企业的发电量分为两部分：优先发电计划电量和市场化交易电量。其中，

优先用电量：2024年，将居民、农业的用电需求全部纳入优先用电计划，优先用电量约125亿千瓦时。

优先发电量：125亿千瓦时，分为六部分，分别为：

1）生物质等：4.67亿千瓦时。

2）低价保供电源青铜峡水电、沙坡头水电及李家峡水电：23.48亿千瓦时。

3）哈纳斯热电厂（东、西部）燃气发电机组：22亿千瓦时；

4）扶贫光伏电站、分布式光伏项目：10亿千瓦时，分散式风电：8亿千瓦时。

5）银星能源等7个无补贴电站，全额保障性收购：约1.5亿千瓦时。

6）普通风电、光伏项目：55.35亿千瓦时

除优先发电、优先用电计划以外电量全部进入市场，预计2024年区内市场化交易规模约925亿千瓦时。

2023年，宁夏风电、光伏项目的总发电量分别为294亿千瓦时、282亿千瓦时，考虑上述4、5、6项优先发电计划包含的74.85亿千瓦时，则参与交易的约为500亿千瓦时，即87%电量要参与市场化交易！

2、市场化交易电价时段划分

进一步优化交易时段，增加尖峰、深谷时段，实现分时段组织、分时段计量、分时段结算，以时段交易价格引导用户主动削峰填谷，充分发挥市场作用，促进新能源高效消纳。

峰时段：7:00－9:00，17:00-23:00；

谷时段：9:00-17:00；

平时段：0:00-7:00，23:00－0:00。

为促进光伏产业健康发展，综合考虑光伏投资成本回收，并进一步拉大峰谷价差，新能源价格浮动比例提升至30%，即用户与新能源平段交易申报价格不超过基准电价，峰段交易申报价格不低于平段价格的130%，谷段交易申报价格不超过平段价格的70%。

宁夏燃煤发电基准价为0.2595元/千瓦时，按上述比例，新能源在峰段的交易价格不低于0.33735元/千瓦时，而谷段的交易价格则不超过0.18165元/千瓦时。

光伏的发电主要集中在谷时段（9:00-17:00），因此，几乎所有的电量交易电价将不超过0.18165元/千瓦时！

新能源峰段价格上浮比例不高于谷段价格下浮比例。考虑高耗能用户与非高耗能用户不同交易价格上限，用户与新能源峰段交易申报价格不超过基准电价的1.5倍。单笔交易中风电峰、平、谷三段申报电量均不低于总申报电量的20%。

根据上文，87%电量参与市场化交易，执行0.18165元/千瓦时，13%的电量执行基准价0.2595元/千瓦时，则综合电价约为0.1918元/度。

3、新能源40%以上电量参与年度交易

根据2024年宁夏非水可再生能源电力消纳责任权重预期目标值测算，新能源暂按照不低于上年上网电量的40%参与年度交易。年中新并网新能源机组可通过多月、月度和旬交易完成40%电量比例要求。

4、绿电交易

1）参与绿电交易的新能源必须进入绿证核发白名单，具备绿证核发资格。

2）用户与新能源开展绿电交易应分别明确电能量价格和环境价格，电能量价格按照新能源与用户分时段交易价格机制确定，环境价格由双方协商确定。

3）绿电交易暂按照年度、月度为周期组织开展，适时组织开展月内绿电交易，鼓励市场主体开展多年绿电交易。

4）在完成可再生能源消纳责任权重指标的前提下，用户超额消纳的绿电交易电量、购买绿证折算电量不计入其能耗双控指标。

5、偏差结算价格：

若当日某时段无日融合交易价格或除日融合交易外用户/发电企业成交电量（省间交易为实际执行电量）低于当月实际用电量/上网电量的80%，用户各时段正偏差电量暂执行基准电价的K1倍（K1暂取2.0），发电企业各时段正偏差电量执行基准电价的K2倍（K2暂取0.5），负偏差电量均按照对应时段年度、月度区内电力直接交易均价结算。

银东、灵绍、宁湘直流配套新能源暂不执行80%比例要求，所有偏差电量按照对应时段日融合交易加权价进行结算，后续根据市场运行情况适时调整。

黑龙江：2024年，除平价、低价项目外，风、光电量全部进市场！

2023年12月8日，黑龙江省发改委发布《关于做好黑龙江省2024年电力市场交易的通知》，提出：

1、市场交易规模

落实国家关于有序推动全部工商业用户进入电力市场的要求，2024年全省电力市场交易总规模预计用电量590亿千瓦时。

2、市场主体准入

(一)发电企业

1.各类发电机组按照“以用定发”的原则，重点保障电网安全和居民、农业等公益性用电需求，优先保障省内电力供需平衡，其他电量全部通过市场获得。

2.燃煤背压机组或只在供热期运行的燃煤发电机组、水电机组、生物质 (含垃圾发电) 机组、分布式电源、实证实验发电项目暂不参与市场交易。

3.原则上省内燃煤发电机组上网电量 (燃煤背压机组或只在供热期运行的燃煤发电机组除外)应全部进入市场交易，并优先保障省内用户用电需求。

4.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。各发电机组的保障性电量规模 (含特殊补贴项目)在我委印发的年度电力电量平衡方案中确定，保障性电量以外的全部进行市场交易。

5.发电机组依法取得发电项目核准或备案文件、依法取得或者豁免电力业务许可证 (发电类)方可参与市场交易。

交易价格

(一)按照“基准价十上下浮动”的市场化价格机制要求设定市场交易价格上下限，高耗能用户市场交易价格不受上浮20%限制。

(二)一类用户 (售电公司) 与燃煤发电机组全电量交易交易价格不高于 2023 年用户侧直接交易平均成交价格，各经营主体在上下限范围内自由开展交易。

云南：2024年风、光电价政策明确，“煤电基准价”结算比例下降！

2023年12月14日，云南省发改委、云南省能源局联合下发《关于进一步完善新能源上网电价政策有关事项的通知》（云发改价格〔 2023 〕1264 号），明确，2024年云南省风电、光伏项目的电价将减少以“煤电基准价”结算的比例！详见《云南：2024年风、光电价政策明确，“煤电基准价”结算比例下降！》

1）2021年1月1日—2023年12月31日全容量并网的项目，继续执行2023年上网电价机制。

2）2024年1月1日—6月30日全容量并网的光伏项目月度上网电量的65%、7月1日—12月31日全容量并网的光伏项目月度上网电量的55%在清洁能源市场交易均价基础上补偿至云南省燃煤发电基准价。

3）2024年1月1日—6月30日全容量并网的风电项目月度上网电量的50%、7月1日—12月31日全容量并网的风电项目月度上网电量的45%在清洁能源市场交易均价基础上补偿至云南省燃煤发电基准价。

2023~2024年并网的风电、光伏项目的上网电量，以煤电基准价结算的比例如下表所示。

实际上，云南省普通的风电、光伏项目，已经全部参与市场化交易，结算电价远低于煤电基准价。因此，政府保障以“煤电基准价”并网的上网电价，超过清洁能源市场均价的部分，需要由全体工商业用户按用电量等比例分摊。

由于云南省已经开展全面的市场好交易，且省内装机以水电为主，因此电力市场化交易的电价以水电的交易电价为基础。2017年11月，云南省工信委、发改委、能源局联合印发《2018年云南电力市场化交易实施方案》第22条：风电场和光伏电厂保障居民电能替代电量，根据居民电能替代需要的电量全年统筹平衡。其中，

12月~来年5月，不安排风电、光伏项目保居民电能替代电量，需参与市场化交易，6~11月风电、光伏电厂全部上网电量均安排为保障居民电能替代电量，不参与市场化交易。因此，普通风电、光伏项目的电价如下表所示。

2023年12月，云南省的清洁能源交易平均价格为0.27612元/度。

青海：2024年，普通光伏电价预期低于0.2元/度！

2023年12月26日，青海省能源局下发《关于开展2024年电力交易有关事项的通知》（青能运行〔2023〕134号）,文件提出：

新能源年度交易合约量不低于市场化总量的80%；谷电价（11:00-16:00，5个小时）在平电价的基础上下浮不低于20%形成。

甘肃：2024年，普通光伏电价预期低于0.2元/度！

2023年10月27日，甘肃省工信厅发布《甘肃省2024年省内电力中长期年度交易组织方案》，提出新能源发电交易价格机制：

新能源企业峰、谷、平各段交易基准价格为燃煤基准价格乘以峰谷分时系数（峰段系数=1.5，平段系数=1，谷段系数=0.5），各段交易价格不超过交易基准价。电力用户与新能源企业交易时均执行国家明确的新能源发电价格形成机制。

从上文可以看到，

1）新能源项目：各段交易价格≤交易基准价

2）交易基准价 =燃煤基准价格*峰谷分时系数

因此，甘肃省新能源项目，各阶段电价交易的上限如下表所示。

表：工商业用户峰谷时段划分及新能源交易基准价

因此，光伏项目发的大部分电量，交易价格的上限将为0.1539元/度，如下图所示。

6广西：2024年集中式风电、光伏市场化交易电价 0.38 元/度！

2023年12月29日，广西自治区工信厅等三部门联合印发《关于2023年广西电力市场交易实施方案的通知》，文件提出：2023年，广西风电、光伏超过等效上网电量的电量参与市场化交易，暂定风电发电企业等效利用小时数为800小时，光伏发电企业等效利用小时数为500小时。享受补贴的风电、光伏发电项目参与市场化交易的电量仍继续享受补贴。详见《广西：2024年风、光保价小时数仍为800、500小时！》

2024年1月7日，广西工信厅、发改委再次发布《关于明确新能源发电企业政府授权合约价格有关事宜的通知》，明确：政府授权合约价格集中式风电、光伏发电企业为 0.38 元/千瓦时。在结算政府授权合约差价费用时暂按上述政府授权合约价格执行，后续视电力市场交易运行实际情况，结合成本调查，经报上级同意，再对政府授权合约价格进行优化调整。

河南：除光伏扶贫，风光电量按不高于燃煤基准价参与交易！

2023年12月29日，河南省发改委发布《印发河南省优化工业电价若干措施的通知》（豫发改价管〔2023〕679号），文件明确：

2024年1月份开始，扶贫光伏电量外，省内风电、光伏电量按不高于我省燃煤发电基准价参与市场交易，研究实施午间平（谷）段电价、重要节假日午间深谷电价等措施。详见《河南：除光伏扶贫，风光电量按不高于燃煤基准价参与交易！》

具体如下：

1、推动新能源电量参与中长期交易

自2024年1月起，除扶贫光伏电量外，省内风电、光伏电量按不高于我省燃煤发电基准价参与市场交易，引导工商业用户优先消纳新能源电量，实现新能源电量在更大范围内的优化配置，降低工商业用电成本。

2、完善分时电价

结合电力供需形势、负荷特性变化、新能源发展等因素，适时优化峰平谷时段设置和比价系数，研究实施午间平（谷）段电价、重要节假日午间深谷电价等措施，鼓励工业企业午间多用低价电、节假日连续生产，促进新能源电力消纳。

3、新能源技改配储

支持风电、光伏企业开展技术改造，合理配置储能，保持风光合理利用率，减少弃电发生。

4、开展源网荷储一体化试点示范

鼓励企业和园区自建分布式光伏和分散式风电，尽量就近高比例消纳可再生能源，增强经济效益。开展千企（园）绿电提速行动，选择1000家左右企业（园区），利用屋顶、厂区、园区等资源，按照源网荷储一体化模式，建设以分布式光伏为主，结合分散式风电、新型储能、氢能、智慧能源管控、负荷管理、绿色微电网等形式的综合能源项目。

内蒙古：新能源90%电量执行中长期，分布式光伏等暂不进市场！

2024年2月4日，内蒙古自治区能源局下发《关于做好2024年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜的通知》(内能源电力字〔2024〕55号)。内蒙古作为风电、光伏装机大省，该文件详细介绍了风电、光伏等参与市场化交易的原则。详见《内蒙：新能源90%电量执行中长期，分布式光伏等暂不进市场！》

1、三类不参与电力市场的项目

1）分散式风电

2）分布式光伏和扶贫光伏

3）“中发〔2015〕9号”印发前投产的不享受可再生能源补贴新能源项目（未进入当年补贴名单的项目），

上述三类项目，可以主动申请参与电力市场并提出交易办法；

六类市场化消纳新能源项目（源网荷储一体化、风光制氢一体化、燃煤自备电厂可再生能源替代、园区绿色供电、火电灵活性改造、全额自发自用等）分类参与电力市场交易。尽快研究源网荷储一体化用电主体、工业园区绿色供电项目主体、风光制氢项目主体等自平衡调度运行机制。

2、不同类型项目“保量保价”小时数

交易机构根据新能源核准（备案）、价格批复等文件，对平价（低价）、特许权、领跑者等项目进行认定。其中，不同类型项目的“保量保价”部分规定如下表所示。

表：不同类型项目“保量保价”电量规定

发电量超出上表部分，将参与市场化交易。

3、“保量保价”电量的分配

新能源“保量保价”优先发电电量（含低价新能源项目按竞价价格结算电量）由电力交易机构对新能源发电场站优先发电电量进行预分配，预分配电量以月度挂牌交易方式开展，由电网企业挂牌、新能源发电企业摘牌。未摘牌或未完全摘牌电量视为放弃该部分“保量保价”优先发电电量。

4、新能源90%电量签约中长期

新能源场站中长期合同签约电量不低于上一年度上网电量或申报年度发电能力（二者取较大值）的90%。

发电企业应根据实际情况确定中长期成交曲线，合同曲线电力最大值原则上不超过装机容量，光伏发电成交曲线时段不应超过光伏有效发电时段（暂定为每日5时至20时）。

5、交易方式.

新能源交易按照年度、月度、月内等周期组织，执行峰平谷分时段价格，

1）享受可再生能源补贴风电、光伏项目：仅组织单边竞价交易，由用户侧报量报价、发电侧报量接受价格，交易申报价格暂不得低于2023年享受可再生能源补贴风电、享受可再生能源补贴光伏项目区内平均成交价格

2）不享受可再生能源补贴风电、光伏项目：优先开展双边协商交易，协商交易结束后，未成交以及未参与协商交易电量可以参加挂牌交易，挂牌交易价格在蒙西地区燃煤发电基准价的基础上浮动不超过10%。自治区明确支持的战略性新兴产业电力用户在新能源竞价交易中优先成交。

6、偏差考核.

年度中长期合约签约比例未达到要求的发电企业和电力用户，实际签约电量和满足签约比例的电量之间的差额电量，新能源企业按照同类型新能源年度平均交易电价的20%支付偏差结算费用；

月度中长期合约实际持有比例达到月度发电量90%的新能源场站，参与现货市场时风险防范比例按75%至120%执行，实际持有中长期合约比例降低数值的50%调减风险防范比例下限。

7、绿证抵扣补贴

新能源场站可在绿电交易中长期合约中与电力用户约定绿色价值，获取收益并适当承担市场交易风险；享受可再生能源补贴的新能源电量对应绿色价值的附加收益由电网企业单独归集，按照国家要求冲抵可再生能源发电补贴。支持自治区明确的战略性新兴产业电力用户高比例消费绿色电力，积极开展绿色制造。

做好绿色电力证书全覆盖工作。根据国家发改委、财政部、能源局的相关要求，做好可再生能源绿色电力证书全覆盖及绿色电力证书核发交易数据归集工作，做好区内绿色电力交易，体现可再生能源的绿色价值。

基于高比例新能源参与市场的背景，分析电力交易与碳交易间的关联关系，研究碳电市场耦合机理与市场抵顶对冲交易机制。

研究探索分布式光伏、分散式风电等主体市场交易机制，完善调度运行机制，提升区域内部平衡运行能力，增强新能源就地消纳与系统稳定能力。