2024年伊始，各省區電力市場2024年度交易方案和交易結果陸續出爐。《南方能源觀察》（以下簡稱eo）梳理發現，2024年度中長期交易量增、價減，各地進一步探索交易時段劃分。

量增價減

成交規模方面，新疆2024年度電力中長期交易成交規模達828億千瓦時，同比增長12%，其中，新能源占比超40%，同比提高30%，總成交電量和新能源占比均創歷史新高。兩大用電大省廣東和江蘇的年度交易總成交電量分別是2582.01億千瓦時和3606.24億千瓦時，相較2023年的2426.5億千瓦時和3389.89億千瓦時均增長6.4%。

部分省區2023年電力中長期交易成交電量已較之前有所增加，如浙江2023年省內電力中長期交易成交電量首超3000億千瓦時，達3363.16億千瓦時，同比增長16.18%，創歷史新高。此外，該省2023年累計成交綠電82.14億千瓦時，同比增長218.87%。

部分省區在2024年度交易方案中進一步明確新能源參與市場交易的范圍。據《2024湖南省電力市場中長期交易方案》，湖南省風電和集中式光伏電站（不含扶貧項目）均不安排優先發電計劃，全部通過市場交易獲得電量。據《關于做好黑龍江省2024年電力市場交易的通知》，黑龍江省平價（含低價）的風電、光伏發電保障性小時數暫分別按1950小時、1300小時確定，剩余電量全部進入市場交易，其他風電、光伏發電全部進入市場交易。

公開數據顯示，2024年度綠電交易成交電量總體增加。新疆2024年度中長期市場交易中綠電交易成交電量達到4.62億千瓦時，是2023年度交易規模的約20倍。天津市2024年度綠電交易成交電量共計50.03億千瓦時，是2023年的2.73倍。

中國碳中和50人論壇特邀研究員、北京電鏈科技有限公司雙碳事業部總監鄭穎認為，2024年綠電交易需求可能會被進一步激發，2023年發布的《關于做好可再生能源綠色電力證書全覆蓋工作促進可再生能源電力消費的通知》規定我國可再生能源電量原則上只能申領核發國內綠證，部分原本購買國際綠證的跨國企業可能轉向綠電交易。相較于“證電分離”模式下獲得的單一綠證，部分企業認為，參與“證電合一”的綠電交易，同時獲得綠電和綠證，更符合內部對參與可再生能源消納和促進可再生能源發展的要求。

此外，公開數據顯示，2024年度電力中長期交易價格有所降低。廣東2024年度交易成交均價465.62元/兆瓦時，相比2023年度交易成交均價553.86元/兆瓦時下降15.93%。江蘇2024年度交易加權均價452.94元/兆瓦時，相比2023年度加權均價466.64元/兆瓦時下降2.94%。

據多位電力交易市場從業者透露，除廣東、江蘇外，浙江、安徽等地年度電力中長期交易價格也呈下降趨勢。

電力行業資深從業者趙克斌分析，受到發電裝機投產增加、一次能源價格下降、水電發電能力提升等影響，預計2024年全國電力供需偏緊形勢會進一步緩解，電力中長期及現貨價格下降。

多位電力交易市場從業者介紹，容量電價計入系統運行費用也是導致交易價格下降的原因之一。部分省區電力交易中心發布公告，提示合規在運的公用煤電機組可在電量電費以外獲得容量電費。

部分地方的市場化交易方案也體現出了降低用電成本的訴求。據前述電力交易市場從業者透露，湖南電力交易中心發布的相關公告明確，燃煤火電雙邊協商的申報價差為10元/兆瓦時至-90元/兆瓦時。

有業內人士評價，市場交易價格還是應由供需關系決定，過度行政干預將影響市場配置資源的效率。

交易標的進一步細化

交易時段劃分方面，部分省區2024年進一步探索。《關于印發江蘇省電力中長期交易規則（2023版）的通知》規定，在江蘇電力現貨市場運行月份組織開展中長期分時段能量塊交易，所有中長期交易合同由帶時標的能量塊組合而成。全天按照24個時段劃分，每小時為一個時段，以每個時段的電量為交易標的。能量塊的最小單位為1兆瓦時。發電側與購電側按時段開展電力中長期交易。各市場主體根據自身對中長期合同曲線的要求自由確定各時段需交易電量，并由各個時段的交易結果形成各市場主體的中長期合同曲線。

據eo了解，中長期分時段能量塊交易并非江蘇首創，2021年山西已開始探索帶時標的“電力能量塊”市場化交易，實現中長期由電量到電力的轉變。

此外，新疆在2024年首次以帶電力曲線方式組織年度電力交易。帶電力曲線交易是在分時段交易基礎上，對交易標的進一步細化，所有成交電量每日24時形成電力曲線，市場化成交價格將按照“尖、峰、平、谷、深谷”分別定價，并按照新疆分時電價政策要求拉開各時段價差。

2023年12月12日，浙江省發展改革委、能源監管辦、省能源局發布4個政策文件，即《浙江省電力中長期交易規則(2023年修訂版)》《浙江省電力零售市場管理辦法(試行)》《2024年浙江省電力市場化交易方案》《關于做好2024年度浙江省電力市場化交易相關工作的知》，對2024年電力市場化交易政策進行調整。

據上述文件，浙江直接參與現貨市場的電力用戶或售電公司與發電企業應在年度、月度(內)中長期合同中約定包括但不限于分時結算曲線(組)等、交割結算節點和相應結算價格。若未約定電力曲線，則由浙江電力交易中心按照典型負荷曲線將合同電量分解至每個最小結算時段形成電力曲線。

同時，浙江將中長期電力零售交易從原本的三分時模式，即將一天電價分為尖峰、高峰、低谷三個時段，每個時段執行不同電價，調整為單一價模式，即售電公司與零售用戶簽訂購售電合同，約定單一價格。

浙江還建立了年度和月度的煤電價格聯動機制。年度煤電價格聯動是指以年度為周期按煤炭價格進行聯動。年度交易前，市場主體應合理測算、協商議價形成年度交易價格。月度煤電價格聯動是指浙江省內煤電電價以月度為周期根據煤炭價格進行聯動。