山西2024电力市场交易年报发布：储能结算均价441元/MWh领跑市场
5月6日，山西电力交易中心发布《山西电力交易中心2024年电力市场交易年报》。披露了2024年山西省电力市场成员构成、市场化交易组织情况、现货与辅助服务市场运行、绿电交易与绿证核发、储能参与情况及电力市场政策制度建设等相关内容。
截至2024年底，山西电力交易平台在册经营主体20202家，其中包含16家独立储能。辅助服务市场方面，已有10家独立储能电站实现投产运营，全年新增调节能力117万千瓦。2024年电化学储能结算电量为2.48亿千瓦时，结算均价441.42元/MWh。
全年共组织市场化交易1720次，交易电量累计达2571.94亿千瓦时。中长期价格与现货价格基本趋近，且较现货价格更为稳定。全年省调发电企业结算电量为2875.73亿千瓦时，结算均价346.76元/MWh，其中省间外送电量达647.80亿千瓦时，结算均价371.44元/MWh，省间现货结算电量为38.72亿千瓦时，均价399.51元/MWh。
全年新能源中长期交易电量达到429.07亿千瓦时，新能源利用率超过98%。其中省内交易电量为266.07亿千瓦时，同比增长51.8%，成交均价317.26元/MWh；中长期外送交易电量163.00亿千瓦时，同比增长76.6%，创历史新高，成交均价363.16元/MWh。
分布式光伏首次通过聚合代理方式参与绿电交易，2家分布式光伏项目成功参与2025年1月绿电交易，成交电量5MWh，均价333元/MWh。
市场成员情况
年报表示，截至2024年底，山西电力交易平台在册经营主体20202家，其中直调发电企业627家，售电公司452家，电力用户19058户，新型主体65家（包括：独立储能企业16家，虚拟电厂6家，辅助服务聚合商39家，分布式电源4家）。
图源：《山西电力交易中心2024年电力市场交易年报》
在册经营主体20202家中，参与交易18645家，占比92.29%。其中65家新型主体中，参与交易25家。
图源：《山西电力交易中心2024年电力市场交易年报》
市场化交易情况
作为全国首个实现电力现货市场正式运行的省份，山西电力市场现已形成“省间+省内“有效协同、“中长期+现货+辅助服务”有机融合、“批发+零售”有序衔接、“绿电+绿证”协同发展的市场体系，发、用、售、独立辅助服务商等各类经营主体全面覆盖，市场主体数量和交易电量规模实现了双重跃升，成为连续运营时间最长、市场品种最全、交易最活跃的省级电力市场。
2024年，累计组织市场化交易1720次，市场化交易电量2571.94亿千瓦时。其中：
省间中长期交易按标的月成交电量614.34亿千瓦时，同比增长4.57%，成交均价371.55元/MWh；
省内直接交易电量达到1803.32亿千瓦时，同比增长1.35%，均价310.60元/MWh。分交易类型看：年度交易成交电量448.76亿千瓦时，均价305.32元/MWh；多月交易成交电量120.91亿千瓦时，均价313.38元/MWh；月度交易成交电量1011.57亿千瓦时，均价326.76元/MWh；月内交易成交电量222.08亿千瓦时，均价246.14元/MWh。
新能源交易规模同步增长，全年新能源中长期交易电量达到429.07亿千瓦时，新能源利用率超过98%。其中，省内中长期交易电量为266.07亿千瓦时，同比增长51.8%，成交均价317.26元/MWh；中长期外送交易电量163.00亿千瓦时，同比增长76.6%，创历史新高，成交均价为363.16元/MWh。
新能源外送结算电量达169.27亿千瓦时，同比增长76.6%，创历史新高。其中，外送绿电交易规模达75.38亿千瓦时，是2023年的3.26倍，首次实现绿电送达福建，位居省级电网第一，提升晋电外送“含绿量”。绿证交易131万张，同比增长3.7倍。
分布式光伏首次以聚合方式参与绿电交易，分布式新能源入市实现零的突破。2024年12月23日，2家分布式光伏通过聚合代理方式参与2025年1月绿电交易，成交电量5MWh，交易均价333元/MWh，为山西省分布式电源首次入市参与电力交易。
现货市场方面，山西电力现货市场自2023年12月22日转入正式运行后，2024年迎来首个完整运行年。从全年运行情况看，发用两侧价格同比稳中有降，中长期价格与现货价格基本趋近、且较现货价格更为稳定，现货价格实现有效传导，“中长期交易规避风险、现货市场发现价格”的作用充分彰显。
辅助服务市场稳步推进，全省虚拟电厂聚合能力超过200万千瓦，其中削峰能力17.605万千瓦，填谷能力17.925万千瓦；已有10家独立储能电站投产运营，新增调节能力117万千瓦，推动电力系统运行模式由“源随荷动”向“源网荷储协同互动”发展。
市场结算情况
2024年，省调发电企业结算电量2875.73亿千瓦时，结算均价346.76元/MWh。其中：
电化学储能结算电量2.48亿千瓦时，结算均价441.42元/MWh；
火电机组结算电量2098.67亿千瓦时，结算均价372.76元/MWh；
风电机组结算电量486.31亿千瓦时，结算均价269.91元/MWh；
光伏机组结算电量250.81亿千瓦时，结算均价281.86元/MWh；
水电结算电量25.54亿千瓦时，结算均价271.58元/MWh；
抽水蓄能结算电量11.91亿千瓦时，结算均价410.92元/MWh。
从交易范围看，全年省间外送电量为647.80亿千瓦时，结算均价为371.44元/MWh；省间现货结算电量为38.72亿千瓦时，均价为399.51元/MWh。
在新能源交易方面，全年新能源结算电量达529.88亿千瓦时，其中外送电量169.27亿千瓦时。此外，绿电交易结算电量达到75.80亿千瓦时，是2023年的3.15倍，其中外送绿电74.59亿千瓦时。
电力市场政策
2024年，随着全国统一电力市场建设持续推进，为深化山西电力市场建设，政府有关部门系统谋划、统筹兼顾持续健全山西电力市场规则体系，修订印发市场准入与退出、信用管理、零售市场、现货市场、中长期交易等方面的实施细则，规范市场运营。
《电力市场规则体系(V15.0)》完善了储能、虚拟电厂等新型主体入市条件，新增了分布式新能源注册入市参与交易、保底售电服务兜底机制、省间中长期购电、新能源保底收益补偿费用等内容，持续为山西电力市场发展做好支撑。该规则体系自2025年1月1日起施行。
《山西电力中长期交易实施细则》创新建立多月连续交易机制，经营主体按日滚动撮合交易未来六个月各时段电量，进一步增加了交易灵活性；完善新能源参与省间交易模式，鼓励新能源积极参与省间交易，拓宽消纳空间。
《关于完善山西电力辅助服务市场有关事项的通知》明确和细化了二次调频性能指标计算方法、用户侧削峰填谷、差额资金分配、新型储能应急调用补偿原则等内容，充分发挥储能调频性能优势，加快引导独立储能参与二次调频市场，进一步推进山西电力辅助服务市场建设。
《关于进一步做好可再生能源发电项目建档立卡、绿证核发数据归集和异议数据处理工作的通知》建立健全了以电网企业、电力交易机构数据为基础的绿证核发机制，明确了可再生能源发电项目建档立卡、绿证核发设计数据归集、绿证核发意义数据处理等工作要求。
原文如下：
