2024年中国电力市场核心观点 - 全国统一电力市场体系初步建立，多层次多品类多功能多主体架构形成[4] - 电力市场化交易电量达6.18万亿千瓦时，占全社会用电量62.7%[20] - 新能源装机容量达14.07亿千瓦，风光新增发电量占总新增58.1%[9][12] - 绿电交易量同比增长235.2%至2336亿千瓦时，绿证交易量增长364%[77][78] - 省间现货市场正式运行，全年成交电量376亿千瓦时[43][45] 电力供需情况 - 全国发电装机容量33.49亿千瓦，新增4.29亿千瓦[9] - 风光发电装机同比增长33.9%，累计达14.07亿千瓦[9] - 全国发电量10.09万亿千瓦时，风光发电量1.83万亿千瓦时[11][12] - 全社会用电量9.85万亿千瓦时，2016-2024年均增速6.6%[13][16] 经营主体情况 - 电力市场经营主体81.6万家，同比增长8.9%[17] - 发电企业3.5万家，电力用户77.7万家，售电公司4409家[17] - 燃煤机组全部入市，超半数新能源及部分燃气/核电/水电参与市场[17] - 工商业用户除居民农业外全部进入市场[17] 交易量价情况 总体水平 - 市场化交易电量6.18万亿千瓦时，连续三年超60%全社会用电量[20] - 新能源交易电量9569亿千瓦时，占新能源发电量52.3%[20] - 单月交易峰值6035亿千瓦时(7月)，谷值4161亿千瓦时(2月)[21] 区域分布 - 国家电网区交易电量4.72万亿千瓦时，省间交易1.17万亿千瓦时[21] - 南方电网区交易电量1.14万亿千瓦时，省间交易0.26万亿千瓦时[21] - 蒙西电网交易电量0.32万亿千瓦时[21] 价格表现 - 中长期交易均价较煤电基准价平均高出4.7%[33] - 现货市场均价：山西0.314元/千瓦时，广东0.347元/千瓦时[33] - 电网代理购电均价0.426元/千瓦时，区域价差0.250-0.505元/千瓦时[40] 市场建设进展 跨省跨区市场 - 省间现货市场覆盖国家电网和蒙西电网经营区[43] - 南方区域市场完成53天结算试运行，日前出清均价0.315元/千瓦时[47][49] - 长三角市场启动省市互济机制，最大互济电力1041万千瓦[52][53] 省内市场 - 4省现货市场正式运行(山西/广东/山东/甘肃)[54] - 4省开展连续结算试运行(蒙西/湖北/浙江/福建)[54] - 9省完成整月以上结算试运行[54] 辅助服务市场 - 全国辅助服务费用402.5亿元，用户侧分摊占比2.8%[68] - 调峰/调频/备用费用分别为330.4/68.9/2.9亿元[70] - 南方区域调频市场年出清均价11.23元/兆瓦[65] 绿色电力发展 - 绿证交易4.46亿个，跨省交易占比92.32%[77] - 内蒙古出售绿证8041万个，浙江购买7622万个[77][79] - 蒙西绿电交易规模最大(757亿千瓦时)，冀北/辽宁次之[78][82] - 巴斯夫等跨国企业签署长期绿电采购协议[81][83] 新型主体发展 - 售电公司2613家，代理用户65.35万户[88][91] - 新型储能参与现货和辅助服务市场，甘肃储能利用率1146小时[95] - 虚拟电厂等新型主体平等参与市场[94] 2025年建设重点 - 形成"1+6"基础规则体系，推动辅助服务/计量结算规则出台[104] - 实现现货市场全覆盖，南方区域转入连续结算试运行[104] - 推动新能源电量全面入市，完善辅助服务价格机制[105] - 建立电力市场评价制度，加强数字化监管[105]