加速入市！31省區(qū)市光伏上網(wǎng)電價

作為系關(guān)光伏項目收益的關(guān)鍵因素，上網(wǎng)電價受到業(yè)內(nèi)外的高度關(guān)注。

縱觀我國光伏上網(wǎng)電價政策，自2008年商業(yè)化電站啟幕，歷經(jīng)核準電價、特許權(quán)競價、標桿電價、指導(dǎo)電價+競爭電價多個階段（十五年 光伏電價變遷），最終在2021年大規(guī)模邁向平價上網(wǎng)。2021年6月，發(fā)改價格〔2021〕833號文正式官宣，自2021年起對新備案集中式光伏電站、工商業(yè)分布式光伏項目，中央不再補貼，實行平價上網(wǎng)；2021年新建項目上網(wǎng)電價，按當?shù)厝济喊l(fā)電基準價執(zhí)行。

至此，各地燃煤發(fā)電基準價也多成為光伏項目的主流上網(wǎng)電價。當然也有特殊，如水電大省青海以0.2277元/kWh的水電綜合價作為光伏上網(wǎng)電價；西藏2024年進一步優(yōu)化上網(wǎng)電價，按照1類集中式光伏電站、2類分布式光伏電站實行上網(wǎng)分類標桿電價。31省區(qū)市燃煤發(fā)電基準價如下：

值得重視的是，833號文同時也強調(diào)，新建項目可自愿通過參與市場化交易形成上網(wǎng)電價，以更好體現(xiàn)光伏發(fā)電、風(fēng)電的綠色電力價值。

按照全國統(tǒng)一電力市場的建設(shè)部署，到2030年全國統(tǒng)一電力市場體系基本建成，新能源全面參與市場交易。目標導(dǎo)向下，新能源加速入市。據(jù)國家能源局通報，2023年新能源市場化交易電量6845億千瓦時，占新能源總發(fā)電量的47.3%。全面入市大勢下，這也意味著風(fēng)、光新能源的上網(wǎng)電價將逐步告別固定電價，電價也將成為未來新能源投資的最大不確定因素。去年底伊始，各省區(qū)市相繼發(fā)布了2024年電力交易方案，部分地區(qū)對新能源入市比例及電價進行了明確。

總體來看，新能源電力交易主要包括中長期交易、綠電交易以及現(xiàn)貨交易。而充分發(fā)揮中長期電力交易的“壓艙石”作用，中長期合同簽約比例達到80%以上；與此同時，各地區(qū)也加速中長期交易與現(xiàn)貨交易的銜接。

聚焦新能源入市比例，各地進度不一，高比例入市代表省份包括山西、山東、內(nèi)蒙古、廣東、湖南、甘肅、青海、寧夏等，北京、天津、冀北、浙江、安徽、江蘇等地大力推動綠電交易。

而新能源的市場化交易價格，電價較燃煤基準價出現(xiàn)明顯下降，如甘肅、寧夏中長期交易的光伏價格不超過0.2元/千瓦時，云南清潔能源市場平均成交價每千瓦時0.21674元，山東2023年現(xiàn)貨市場光伏現(xiàn)貨均價光0.21657元/千瓦時等，當然，綠電交易，充分體現(xiàn)綠電的環(huán)境價值，電價普遍較燃煤基準價有一定溢價。

31省區(qū)光伏入市要求見下：

1、甘肅

《甘肅省2024年省內(nèi)電力中長期年度交易組織方案》顯示，新能源企業(yè)峰、谷、平各段交易基準價格為燃煤基準價格乘以峰谷分時系數(shù)（峰段系數(shù)=1.5，平段系數(shù)=1，谷段系數(shù)=0.5），各段交易價格不超過交易基準價。

峰谷時段劃分，依據(jù)《甘肅省發(fā)展和改革委關(guān)于進一步完善我省分時電價機制的通知》，其中峰段為7:00至9:00、17:00至23:00；平段為23:00至24:00、0:00-7:00；谷段為9:00-17:00。

這也意味著光伏大發(fā)時段幾乎均在谷段，中長期交易價格不超過0.3078*0.5，即0.1539元/千瓦時。

現(xiàn)貨市場，2023年甘肅光伏現(xiàn)貨均價達194.74元/MWh。

2、青海

青海省2024 年電力市場交易明確，新能源年度市場交易合同簽約比例要達到市場化總電量的80%。

中長期分時段交易，其中峰時段為8：00~9:00,19:00~23:00（5個小時），低谷時段為（11:00~16:00）（5個小時），其余時段為平時段。

光伏發(fā)電峰、谷電價在平電價的基礎(chǔ)上分別上浮不低于63%、下浮不低于20%形成。

3、寧夏

2024年，寧夏風(fēng)電、光伏優(yōu)先發(fā)電計劃55.35億千瓦時，優(yōu)先發(fā)電計劃以外電量全部進入市場。

按照寧夏自治區(qū)關(guān)于2024年電力中長期交易有關(guān)事項的通知，新能源暫按照不低于上年上網(wǎng)電量的40%（新并網(wǎng)場站參考同地區(qū)、同類型場站上網(wǎng)電量）參與年度交易。年中新并網(wǎng)新能源機組可通過多月、月度和旬交易完成40%電量比例要求。

同時，為促進光伏產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展，綜合考慮光伏投資成本回收，并進一步拉大峰谷價差，新能源價格浮動比例提升至30%，即用戶與新能源平段交易申報價格不超過基準電價，峰段交易申報價格不低于平段價格的130%，谷段交易申報價格不超過平段價格的70%。新能源峰段價格上浮比例不高于谷段價格下浮比例。

而按照寧夏峰谷平段劃分，谷時段為9:00-17:00，光伏發(fā)電主要集中于谷時段，這也意味著光伏電力中長期交易申報價格不超過平段價格的70%，即不超過0.2595*0.7=0.18165元/千瓦時。

4、四川

《四川省2024年省內(nèi)電力市場交易總體方案》明確，風(fēng)電、光伏發(fā)電企業(yè)優(yōu)先電量以外的部分，可參加綠電交易，綠電交易后剩余電量可參與風(fēng)電、光伏市場電量交易。

而根據(jù)四川省經(jīng)信廳《2024年全省電力電量供需平衡方案及節(jié)能調(diào)度優(yōu)先電量規(guī)模計劃》的通知，2024年風(fēng)電、光伏機組（扶貧光伏除外）優(yōu)先發(fā)電量根據(jù)風(fēng)光機組發(fā)電特性，風(fēng)電項目利用小時數(shù)暫按800h確定，光伏項目利用小時數(shù)暫按600h確定。

風(fēng)電、光伏市場電量的交易電價參照水電交易電價的市場化價格機制形成，限價范圍與水電相同。

5、云南

根據(jù)《云南省能源局關(guān)于進一步完善新能源上網(wǎng)電價政策有關(guān)事項的通知》，2021年1月1日—2023年12月31日全容量并網(wǎng)的項目，繼續(xù)執(zhí)行2023年上網(wǎng)電價機制。2024年1月1日—6月30日全容量并網(wǎng)的光伏項目月度上網(wǎng)電量的65%、7月1日—12月31日全容量并網(wǎng)的光伏項目月度上網(wǎng)電量的55%在清潔能源市場交易均價基礎(chǔ)上補償至云南省燃煤發(fā)電基準價。

由此，2024年1月1日—6月30日全容量并網(wǎng)的光伏項目月度上網(wǎng)電量的35%、7月1日—12月31日全容量并網(wǎng)的光伏項目月度上網(wǎng)電量的45%需在清潔能源市場交易。2023年度，云南全年清潔能源市場平均成交價為每千瓦時0.21674元，較2022年每千瓦時下降6.42厘。

云南省2023年光伏電價政策，2021 年 1 月 1 日—2023 年7 月31 日全容量并網(wǎng)的，上網(wǎng)電量執(zhí)行燃煤發(fā)電基準價。2023 年 8 月 1 日—12 月31 日全容量并網(wǎng)的，月度上網(wǎng)電量的 80%執(zhí)行燃煤發(fā)電基準價，月度上網(wǎng)電量的20%可選擇自主參與清潔能源市場化交易或執(zhí)行清潔能源市場月度交易均價。

6、廣東

廣東2024年電力市場交易有關(guān)事項的通知指出，220kV及以上電壓等級的中調(diào)調(diào)管風(fēng)電場站、光伏電站全部作為市場交易電源，參與現(xiàn)貨市場交易，適時參與中長期市場交易(含綠電交易)。

根據(jù)廣東電力交易中心通報，2024年度綠電雙邊協(xié)商交易成交電量31.07億千瓦時，成交均價465.64厘/千瓦時，綠色環(huán)境價值成交均價10.38厘/千瓦時。

7、廣西

按照《2024年廣西電力市場交易實施方案》，集中式風(fēng)電、光伏發(fā)電企業(yè)超過等效上網(wǎng)電量的電量參與市場化交易，集中式風(fēng)電發(fā)電企業(yè)等效利用小時數(shù)為800小時，集中式光伏發(fā)電企業(yè)等效利用小時數(shù)為500小時。

參與市場交易的集中式風(fēng)電、光伏發(fā)電企業(yè)執(zhí)行政府授權(quán)合約價格，為0.38元/千瓦時。

8、湖南

《2024 年湖南省電力市場中長期交易方案》指出，風(fēng)電和集中式光伏電站（不含扶貧項目）均不安排優(yōu)先發(fā)電計劃，通過市場交易獲得電量。

優(yōu)先安排未納入國家可再生能源電價富家補助政策范圍內(nèi)、以及主動放棄補貼的省內(nèi)統(tǒng)調(diào)風(fēng)電、光伏發(fā)電企業(yè)參與綠電交易，單個新能源發(fā)電企業(yè)交易電量上限為其前五年對應(yīng)月上網(wǎng)電量均值的80%。參與綠色電力交易的市場主體申報絕對價格，包括電能量價格和綠色是安利環(huán)境價值。

9、河南

根據(jù)《河南省2024年電力交易有關(guān)事項的通知》，省內(nèi)風(fēng)電、光伏電量優(yōu)先滿足居民、農(nóng)業(yè)用電需求。剩余新能源電量按照政府授權(quán)中長期合約納入電力中長期交易管理，上網(wǎng)電價執(zhí)行河南省基準價，與市場化用戶形成授權(quán)合約，優(yōu)先其它交易電量結(jié)算。

10、山東

根據(jù)2023年政策，山東電力市場參與中長期交易的集中式新能源場站（不含扶貧光伏）全電量參與現(xiàn)貨市場；未參與中長期交易的集中式新能源場站（不含扶貧光伏），10%的預(yù)計當期電量參與現(xiàn)貨市場。集中式新能源場站自某月起全電量參與現(xiàn)貨市場后，年內(nèi)不得更改參與方式。

據(jù)悉，2023年山東現(xiàn)貨市場光伏現(xiàn)貨均價216.57元/MWh，較2022年提升11.97元/MWh。

11、山西

2023年，山西風(fēng)電、光伏發(fā)電量分別為477.3億千瓦時、160.5659億千瓦時。而按照山西省能源局關(guān)于2023年度省調(diào)機組優(yōu)先發(fā)電量有關(guān)事項的通知，風(fēng)光機組保量保價電量僅100億千瓦時。

山西推動高比例新能源的現(xiàn)貨市場機制，新能源企業(yè)以報量報價方式參與現(xiàn)貨市場，對報價未中標電量不納入棄風(fēng)棄光電量考核。據(jù)悉，2023年，山西現(xiàn)貨市場光伏現(xiàn)貨均價為247.73元/MWh，較2022年略有降低。

12、河北

（1）冀北電網(wǎng)

《冀北電網(wǎng)2024年電力中長期交易工作方案》指出，已接入冀北電網(wǎng)運行、取得發(fā)電業(yè)務(wù)許可的新能源發(fā)電企業(yè)，可自愿向冀北電力交易中心提交入市申請。冀北新能源市場化交易優(yōu)先保障冀北電力用戶綠電交易需求，如有剩余可開展外送交易。參與綠電交易需放棄補貼，交易結(jié)算電量不計入全生命周期小時數(shù)。

交易上限按前三年（2929~2022年）分地市當月平均利用小時數(shù)的50%確定，平價新能源按60%確定，配建調(diào)相機的項目交易上限按1.3倍執(zhí)行。

交易價格，綠電交易平段價格浮動不受“燃煤發(fā)電基準價±20%”的范圍限制，高峰電價不低于平段電價的1.5倍，低谷電價不高于平段電價的0.5倍，尖峰電價不低于平段電價的1.8倍。

（2）河北南網(wǎng)

根據(jù)《河北南部電網(wǎng)2024年電力中長期交易工作方案》，河北南部電網(wǎng)省調(diào)直調(diào)光伏（不含扶貧）、風(fēng)力發(fā)電場站自全部容量取得或者豁免電力業(yè)務(wù)許可證（發(fā)電類）后次月起，按照上網(wǎng)電量一定比例參與市場化交易（含外送交易）。其中，省調(diào)直調(diào)光伏冬季（1-2月、12月）、夏季（6-8月）入市比例暫定為40%，春季（3-5月）、秋季（9-11月）入市比例暫定為60%。并且鼓勵具備單獨計量條件、可調(diào)、可控的分布式光伏以聚合方式參與中長期交易。

交易按照尖峰、高峰、平段、低谷時段簽訂分時段的電量合同，高峰和低谷時段價格在平段電價基礎(chǔ)上分別上下浮動70%，尖峰時段價格在高峰電價基礎(chǔ)上上浮20%。

此外，綠色電力交易優(yōu)先組織未納入國家可再生能源電價附加補助政策范圍內(nèi)以及主動放棄補貼的風(fēng)電和光伏電量參與交易，其綠電交易合同電量（不含外送綠電交易）原則上不低于中長期交易合同電量的50%。穩(wěn)步推進已納入國家可再生能源電價附加補助政策范圍內(nèi)的風(fēng)電和光伏電量參與綠色電力交易，參與綠色電力交易時高于項目所執(zhí)行的煤電基準電價的溢價收益，在國家可再生能源補貼發(fā)放時等額扣減。發(fā)電企業(yè)放棄補貼的電量，參與綠色電力交易的全部收益歸發(fā)電企業(yè)所有。

13、內(nèi)蒙古

（1）蒙東

2024年內(nèi)蒙古東部電力交易市場中長期交易通知明確，初步安排有補貼光伏“保量保價”優(yōu)先發(fā)電計劃小時數(shù)750小時，除上述電量外光伏項目所發(fā)電量均按照“保量競價”方式參與電力市場。平價、不享受補貼項目（含政府價格主管部門取消批復(fù)電價的項目）按照“保量競價”方式參與電力市場，優(yōu)先參與區(qū)內(nèi)市場交易，富余電量可參與跨省跨區(qū)外送交易。超出國家規(guī)定的補貼年限或已達全生命周期合理利用小時數(shù)，以及超期服役辦理延壽手續(xù)的新能源項目，按照平價、無補貼競價新能源類型參與市場。

（2）蒙西

蒙西地區(qū)2024年初步安排常規(guī)光伏“保量保價”優(yōu)先發(fā)電計劃電量16億千瓦時，折算利用小時數(shù)250小時，相比2023年的450小時有所減少；領(lǐng)跑者項目不變，為26億千瓦時，折算利用小時數(shù)1500小時，由電網(wǎng)企業(yè)按照蒙西地區(qū)燃煤基準價收購；低價項目1500小時以內(nèi)電量按照競價價格執(zhí)行；除上述電量外光伏發(fā)電項目所發(fā)電量均參與電力市場。

14、新疆

2024年新疆電網(wǎng)優(yōu)先購電優(yōu)先發(fā)電計劃顯示，太陽能發(fā)電機組安排優(yōu)先發(fā)電計劃72.57億千瓦時。其中：扶貧光伏、分布式光伏、國家示范光熱項目實行全額保障收購，計劃電量4.31億千瓦時；特許權(quán)光伏執(zhí)行特許權(quán)協(xié)議確定的年利用小時數(shù)，計劃電量0.93億千瓦時；非平價光伏項目優(yōu)先小時數(shù)800小時（其中，列入第一批發(fā)電側(cè)光伏儲能聯(lián)合運行試點的項目再增加100小時），計劃電量67.33億千瓦時。保量保價之外的發(fā)電量按照國家關(guān)于電網(wǎng)企業(yè)代理購電、電力交易等要求確定價格。

此外，根據(jù)國網(wǎng)新疆電力公司綠色電力交易指南，新疆綠電交易按時段申報量價（含環(huán)境價格），申報電價不低于262元/兆瓦時，發(fā)電企業(yè)電量申報限額為不超過年度、月度發(fā)電能力的70%。

15、西藏

2023年底，西藏自治區(qū)印發(fā)關(guān)于進一步優(yōu)化調(diào)整全區(qū)上網(wǎng)電價和銷售電價引導(dǎo)降低社會用電成本的通知。關(guān)于光伏上網(wǎng)電價，按照1類集中式光伏電站、2類分布式光伏電站實行上網(wǎng)分類標桿電價：對于按照國家有關(guān)規(guī)定已納入或符合納入國家可再生能源電價補貼目錄范圍的第1類集中式光伏電站執(zhí)行0.10元/千瓦時,第2類分布式光伏電站中選擇“全額上網(wǎng)”模式的執(zhí)行0.10元/千瓦時,選擇“自發(fā)自用、余量上網(wǎng)”模式執(zhí)行0.25元/千瓦時。平價上網(wǎng)的新備案集中式光伏電站、工商業(yè)分布式光伏項目,執(zhí)行上網(wǎng)電價0.25元/千瓦時。光伏配儲項目執(zhí)行上網(wǎng)電價0.341元/千瓦時。

16、遼寧

根據(jù)《2024年遼寧省電力市場化交易工作方案》，光伏機組優(yōu)先發(fā)電安排參照《2024 年遼寧省保障性優(yōu)先發(fā)電電力電量平衡方案》， 優(yōu)先發(fā)電以外的上網(wǎng)電量，全部上網(wǎng)電量參與省內(nèi)電力市場交易和跨省外送交易。

不過，2024 年遼寧省保障性優(yōu)先發(fā)電電力電量平衡方案暫未公開。2023年遼寧電力市場化交易方案顯示，帶補貼的光伏機組優(yōu)先發(fā)電小時數(shù)為1300小時，折合上網(wǎng)小時數(shù)1275小時；平價無補貼光伏機組優(yōu)先發(fā)電小時數(shù)不高于1300小時，折合上網(wǎng)小時數(shù)1275小時。

17、黑龍江

黑龍江省2024年電力市場交易，風(fēng)光新能源除平價項目保障性小數(shù)外，全部進入市場交易。平價 (含低價)的風(fēng)電、光伏發(fā)電保障性小時數(shù)暫分別按1950 小時、1300 小時確定。

風(fēng)電、光伏扣除保障性電量和市場交易電量后的超發(fā)電量用于“電供暖”，價格按0.2元/千瓦時由電網(wǎng)企業(yè)代理電供暖用戶統(tǒng)一收購。其余超發(fā)電量按相應(yīng)市場交易最低成交價格由電網(wǎng)企業(yè)統(tǒng)一全額收購。

18、吉林

根據(jù)吉林省2023年非市場化電量分配方案，鄉(xiāng)村振興、扶貧、分布式光伏機組上網(wǎng)電量按“保量保價”原則全額收購，其他光伏機組按“保量保價”和“保量競價”相結(jié)合方式收購。從具體分配方案來看，不同項目的非市場化電量保障性收購小時數(shù)不盡相同。

19、江西

江西鼓勵統(tǒng)調(diào)完全市場化新能源項目或平價風(fēng)電、光伏項目自愿參與綠色電力交易。2023年上半年，江西綠色電力交易均價為497.17元/兆瓦時，較燃煤基準價上浮20%。

現(xiàn)貨市場，集中式風(fēng)電、光伏電站通過“報量不報價”模式參與現(xiàn)貨市場，報價上下限為0~1500元/MWh。

20、陜西

根據(jù)陜西省2024年電力中長期市場化交易實施方案，納入規(guī)劃的集中式風(fēng)電、光伏發(fā)電以及統(tǒng)調(diào)水電電量優(yōu)先用于保障居民、農(nóng)業(yè)用電量的部分，執(zhí)行相應(yīng)政府批復(fù)定價，剩余電量原則上全部進入市場，執(zhí)行市場化合同價格。常規(guī)新能源發(fā)電企業(yè)在省內(nèi)中長期交易中申報的交易價格不超過陜西燃煤基準價。

分布式、分散式、領(lǐng)跑者項目、扶貧項目新能源、生物質(zhì)、資源綜合利用機組等實行全額保障性收購，適時推動上述電量參與市場交易。

在推動平價（低價）、主動放棄補貼的可再生能源項目全部參與綠電交易的基礎(chǔ)上，穩(wěn)步推進享受補貼的綠電項目參與綠電交易。享受補貼的綠色電力，參與綠電交易時高于項目所執(zhí)行的煤電基準電價的溢價收益等額沖抵國家可再生能源補貼或歸國家所有；發(fā)電企業(yè)放棄補貼的，參與綠電交易的全部收益歸發(fā)電企業(yè)所有。

綠電交易整體價格應(yīng)在對標省內(nèi)燃煤市場化均價基礎(chǔ)上，進一步體現(xiàn)綠色電力的環(huán)境價值，原則上不低于最近一個月燃煤機組月度集中競價出清價格。

21、北京

根據(jù)《北京市2024年綠色電力交易方案》，初期參與綠色電力交易的發(fā)電企業(yè)主要為風(fēng)電和光伏新能源企業(yè)。綠色電力交易價格由市場化機制形成，應(yīng)充分體現(xiàn)電能量價格和綠色電力環(huán)境價值。其中，綠色電力環(huán)境價值按當月合同電量、發(fā)電企業(yè)上網(wǎng)電量、電力用戶用電量三者取小的原則確定結(jié)算電量（以兆瓦時為單位取整數(shù)，尾差不累計）。

22、天津

2024年《天津市中長期交易工作方案》及《天津市綠電交易方案》顯示，具備市場化交易資格的新能源發(fā)電企業(yè)可全電量參與綠電交易，現(xiàn)階段僅開展與區(qū)內(nèi)用戶交易。未納入國家可再生能源電價附加補助政策范圍內(nèi)、以及主動放棄補貼的風(fēng)電和光伏發(fā)電企業(yè)可自愿參與綠電交易。發(fā)電企業(yè)放棄補貼的交易電量，不計入合理利用小時數(shù)，參與綠電交易的全部收益歸發(fā)電企業(yè)所有。

無論是綠電零售市場交易亦或批發(fā)市場交易，電能量價格應(yīng)在“本地燃煤基準價±20%”范圍內(nèi)形成，環(huán)境價值取值不得為零，上限為50元/兆瓦時。

23、上海

2024年上海市電力直接交易工作方案，參與的發(fā)電企業(yè)以燃煤發(fā)電為主。上海綠電交易主要是省間綠電交易。據(jù)國網(wǎng)上海市電力公司消息，2月上海與寧夏、青海、新疆、山西等多個省份順利達成2024年度省間綠電交易，總成交電量突破40億千瓦時，創(chuàng)歷史新高，是2023年全年交易量的2倍。

24、江蘇

根據(jù)江蘇省2024年電力市場交易工作方案，參與電力交易的風(fēng)光項目為平價及主動承諾放棄綠電交易電量補貼的帶補貼項目?？紤]風(fēng)光發(fā)電預(yù)測的不確定性，為提高綠電合同履約比例，集中式光伏發(fā)電年度綠電交易電量不超過900小時、集中式風(fēng)電綠電年度交易電量不超過1800小時。分散式風(fēng)電、分布式光伏需具備綠證核發(fā)條件并申請成功后，可參加月內(nèi)綠電交易。

25、浙江

根據(jù)《2024年浙江省電力市場化交易方案》和《2024年浙江省綠電綠證市場化交易工作細則》，浙江省內(nèi)非統(tǒng)調(diào)風(fēng)電、光伏等執(zhí)行保量保價的優(yōu)先發(fā)電電量用于保障居民、農(nóng)業(yè)用電價格不變。省統(tǒng)調(diào)風(fēng)電、光伏企業(yè)自愿入市。無補貼的風(fēng)電和光伏發(fā)電可參與綠電交易，鼓勵有補貼的風(fēng)電和光伏發(fā)電企業(yè)與電力用戶自主協(xié)商參與綠電交易。同時，鼓勵省內(nèi)分布式光伏發(fā)電、分散式風(fēng)電通過聚合形式參與綠電交易。

綠電交易每月可參與交易的上限值，風(fēng)電按300利用小時數(shù)、 光伏發(fā)電按200利用小時數(shù)核定，折合風(fēng)電3600小時/年，光伏2400小時/年。

綠電零售及綠電批發(fā)交易，環(huán)境權(quán)益價值暫按最低不低于10元/兆瓦時，最高不高于30元/兆瓦時。

26、安徽

新能源發(fā)電企業(yè)可根據(jù)需要參與市場交易，參與交易前需取得發(fā)電企業(yè)許可證，完成市場準入注冊。

參加綠電交易的發(fā)電企業(yè)為集中式平價上網(wǎng)的風(fēng)電和光伏發(fā)電企業(yè)。綠色電力交易價格包含電能量價格和綠色環(huán)境權(quán)益（綠色電力證書）價格，由市場主體通過市場化交易方式形成。其中，綠色環(huán)境權(quán)益價格不設(shè)上限，且需大于零。

27、湖北

《2024年湖北省電力市場交易實施方案》顯示，保障居民、農(nóng)業(yè)用電后剩余的水電、新能源電量由省電力公司打捆購入，打捆購入電量電價執(zhí)行同期電網(wǎng)企業(yè)代理購電價格。

根據(jù)湖北電力交易中心披露，2023年湖北新能源綠電交易合同結(jié)算電量1.45億千瓦時，結(jié)算均價512.63元/兆瓦時。光伏現(xiàn)貨結(jié)算電量7.9億千瓦時。

28、貴州

根據(jù)《貴州省新能源參與電力市場交易管理辦法（試行）》， 參與綠色電力交易的風(fēng)電（含分散式風(fēng)電）、太陽能發(fā)電（含分布式光伏發(fā)電和光熱發(fā)電）、生物質(zhì)發(fā)電等新能源發(fā)電企業(yè)，需在國家可再生能源發(fā)電項目信息管理平臺先完成建檔立卡，并在中國綠色電力證書交易平臺完成注冊，用于綠證核發(fā)和交易。

風(fēng)電發(fā)電企業(yè)申報電量上限為該企業(yè)機組容量乘以1800小時的120%；光伏發(fā)電企業(yè)申報電量上限為該企業(yè)機組容量乘以1100小時的120%。

貴州電力市場3月交易情況顯示，新能源成交電量1.77億千瓦時，均價0.4077元/千瓦時；綠電成交電量2.33億千瓦時，均價0.4073元/千瓦時。

29、重慶

重慶綠色電力交易實施細則明確，優(yōu)先組織未納入國家可再生能源電價附加補助政策范圍內(nèi)的風(fēng)電和光伏企業(yè)參與綠電交易，已納入補貼范圍內(nèi)的風(fēng)電和光伏企業(yè)可自愿參加，其中綠色電力交易電量不計入合理利用小時數(shù)，不領(lǐng)取補貼。

30、福建

從2024年福建省電力中長期市場交易方案來看，光伏發(fā)電機組并不在參與市場交易的發(fā)電企業(yè)之列。光伏機組上網(wǎng)電量用于保障居民、農(nóng)業(yè)優(yōu)先購電。

31、海南

海南省2024全年省內(nèi)電力市場化交易規(guī)模約289.5億千瓦時，全部為燃煤發(fā)電和燃氣發(fā)電機組上網(wǎng)電量。適時推動新能源機組參與月度交易。