北京电力交易中心2024年12月省间交易电量有关情况

一、

省间市场化交易情况

12月，省间市场化交易电量完成1123亿千瓦时。

2024年，省间市场化交易电量完成11654亿千瓦时，同比增长7.3％。

二、

特高压直流交易情况

12月，特高压直流交易电量完成563亿千瓦时。

2024年，特高压直流交易电量完成6152亿千瓦时，同比增长11.0％。

三、

省间清洁能源交易情况

12月，省间清洁能源交易电量完成497亿千瓦时。

2024年，省间清洁能源交易电量完成6461亿千瓦时，同比增长11.9％。

详情请见：

2024年1—11月份全国电力市场交易简况

1-11月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量56029.8亿千瓦时，同比增长9.8%，占全社会用电量比重为62.5%，同比增长1.49个百分点，占售电量比重为75.6%，同比增长1.28个百分点。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为42191.5亿千瓦时，同比增长5.7%。

11月份，全国各电力交易中心组织完成市场交易电量4953.8亿千瓦时，同比增长6.0%。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为3777.4亿千瓦时，同比增长5.1%。

1-11月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量56029.8亿千瓦时，同比增长9.8%，占全社会用电量比重为62.5%，同比增长1.49个百分点，占电网售电量比重为75.6%，同比增长1.28个百分点。省内交易电量合计为43122.2亿千瓦时，其中电力直接交易41241.7亿千瓦时（含绿电交易1832.5千瓦时、电网代理购电7907.9亿千瓦时）、发电权交易1831.4亿千瓦时、其他交易49.2亿千瓦时。省间交易电量合计为12907.5亿千瓦时，其中省间电力直接交易949.8亿千瓦时、省间外送交易11571.3亿千瓦时、发电权交易47.9亿千瓦时、省间现货交易338.5亿千瓦时。

11月，全国各电力交易中心组织完成市场交易电量4953.8亿千瓦时，同比增长6.0%。省内交易电量合计为3858.7亿千瓦时，其中电力直接交易3696.9亿千瓦时（含绿电交易192.7亿千瓦时、电网代理购电586.1亿千瓦时）、发电权交易158亿千瓦时、其他交易3.9亿千瓦时。省间交易电量合计为1095.1亿千瓦时，其中省间电力直接交易80.5亿千瓦时、省间外送交易986.3亿千瓦时、发电权交易6.9亿千瓦时、省间现货交易21.5亿千瓦时。

1-11月，国家电网区域各电力交易中心累计组织完成市场交易电量42715.9亿千瓦时，同比增长7.1%，其中北京电力交易中心组织完成省间交易电量合计为10465.1亿千瓦时；南方电网区域各电力交易中心累计组织完成市场交易电量10424.4亿千瓦时，同比增长23.2%，其中广州电力交易中心组织完成省间交易电量合计为2442.4亿千瓦时；内蒙古电力交易中心累计组织完成市场交易电量2889.4亿千瓦时，同比增长7.4%。

1-11月，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为42191.5亿千瓦时，同比增长5.7%。其中，省内电力直接交易（含绿电、电网代购）电量合计为41241.7亿千瓦时，省间电力直接交易（外受）电量合计为949.8亿千瓦时。

11月，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为3777.4亿千瓦时，同比增长5.1%。其中，省内电力直接交易（含绿电、电网代购）电量合计为3696.9亿千瓦时，省间电力直接交易（外受）电量合计为80.5亿千瓦时。

1-11月，国家电网区域中长期电力直接交易电量合计为32001.1亿千瓦时，同比增长5.4%；南方电网区域中长期电力直接交易电量合计为7759.8亿千瓦时，同比增长5.2%；蒙西电网区域中长期电力直接交易电量合计为2430.6亿千瓦时，同比增长11.1%。

详情请见：

https://news.bjx.com.cn/html/20241230/1419766.shtml

全国各地2025年1月电网企业代理购电价格公布

2024年11月全国新能源并网消纳情况

天津2025年度交易成交绿电134.14亿千瓦时 同比增长168％

2024年12月31日，天津电力交易中心组织完成2025年年度交易工作，其中成交绿电电量134.14亿千瓦时，同比2024年年度绿电交易增长168%。

黑龙江电力调度中长期交易安全校核规范发布！自2025年1月1日起实施

国网黑龙江电力调度控制中心发布《黑龙江电力调度中长期交易安全校核规范》的通知，自2025年1月1日起实施。

《黑龙江电力调度中长期交易安全校核规范》提到，本规范适用于现阶段黑龙江电力调度控制中心（以下简称“省调”）管辖范围内的发电厂开展电力中长期市场双边交易、集中交易、合同转让交易等。

各类发电企业运行方式安排应当遵照如下顺序进行：（一）优先保障电网调峰、调频和安全运行的机组开机方式及发电范围；（二）保障民生供暖、工业抽汽等东北能监局核定的最小开机方式发电范围；（三）优先安排风能、太阳能等可再生能源消纳；（四）充分考虑区域负荷变化、发输变电设备检修、稳定极限调整等因素，安排网架约束需开机机组出力发电；（五）兼顾调峰需要,合理均衡安排其他发电企业发电。

详情如下：

内蒙古电力多边交易市场需求侧响应交易实施细则：交易主体节点申报能力不低于1兆瓦

12月27日，内蒙古自治区能源局印发《内蒙古电力多边交易市场规则体系》的通知。文件包含“1+8”系列规则，即1个基本规则和8个实施细则。

其中《内蒙古电力多边交易市场需求侧响应交易实施细则》提出，负荷聚合商按被代理用户所在节点进行响应能力申报，节点申报能力不低于 1 兆瓦，市场初期，负荷聚合商可以作为虚拟电厂，参与需求侧响应负荷聚合商代理的用户申报小时数不小于电网及电力调度机构触发需求侧响应小时数。

其中虚拟电厂要求具备节点申报条件，节点申报能力不低于1兆瓦，市场初期，参与需求侧响应虚拟电厂聚合的用户申报小时数不小于电网及电力调度机构触发需求侧响应小时数。

电动汽车运营商要求具备节点申报条件，节点申报能力不低于 1 兆瓦，市场初期，参与需求侧响应电动汽车运营商申报小时数不小于电网及电力调度机构触发需求侧响应小时数。

原文如下：

湖南工商业分布式光伏参与市场交易实施细则（试行）10kV以上原则上以独立主体方式参与交易

湖南电力交易中心近日发布《湖南工商业分布式光伏参与市场交易实施细则（试行）》，其中提到，10kV及以上工商业分布式光伏原则上以独立主体方式参与湖南电力市场交易，纳入湖南电力市场交易规则体系统一运营管理。10kV以下工商业分布式光伏以虚拟电厂聚合方式参与湖南电力市场交易。

关于中长期市场，工商业分布式光伏参与中长期市场交易，参照《湖南省电力中长期交易规则》、《湖南省电力中长期交易实施细则》新能源发电企业相关条款执行，采用双边协商、集中交易等交易方式，通过市场化交易方式形成市场合同电量及价格。虚拟电厂在同一交易周期内只能用一种身份参与集中交易。

关于辅助服务市场，工商业分布式光伏参与辅助服务市场交易，按照湖南省电力辅助服务市场交易规则执行。

关于现货市场，工商业分布式光伏参与电力现货市场交易，按照湖南电力现货市场相关规则及方案执行。

安徽电力市场信用评价实施细则（试行）：信用评价结果采用“三等五级”制

12月30日，安徽电力交易中心转发安徽省能源局关于启动安徽电力现货市场连续结算试运行的通知（基本规则及配套细则）。

其中安徽电力市场信用评价实施细则（试行）提到，本实施细则适用于参与安徽电力市场交易的发电企业、售电公司和电力用户，其中发电企业包括火电（燃煤、燃气等）、新能源（风电、光伏、生物质能等）。

安徽电力市场信用评价结果采用“三等五级”制，即分为A、B、C三等，设AAA、AA、A、B、C五级。

依据信用评价得分情况，发电企业、售电公司信用评级与评价分数区间见下表：

对于信用评价等级为B、C级的发电企业，由安徽电力交易中心将其纳入重点监测范围。对于信用等级为C级的发电企业，在对其进行重点监测的基础上，向市场主体发布风险预警。

对于信用评级为AAA的发电企业在省内各类发电企业表彰评比、劳动竞赛中给予加分奖励。

详情如下：

2024年12月27日，国家能源局发布2024年11月全国可再生能源绿色电力证书核发及交易数据。2024年11月，国家能源局核发绿证12.05亿个。其中，风电6.50亿个，占53.93%；太阳能发电2.05亿个，占17.01%；常规水电2.46亿个，占20.45%；生物质发电1.03亿个，占8.55%；其他可再生能源发电82万个，占0.07%。

2024年12月27日，全国首个高海拔特高压交流工程、西南地区首个特高压交流工程——国家电网川渝1000千伏特高压交流工程建成投运。这是继晋东南—南阳—荆门1000千伏特高压交流试验示范工程后具有里程碑意义的标志性工程。

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