2024年中国电力市场深度分析：市场化交易电量突破6万亿千瓦时，全国统一市场体系初步成型

本报告将从电力市场供需格局、市场化交易机制创新、绿色电力发展以及新型主体参与等四个维度，全面剖析2024年中国电力市场的发展现状与未来趋势。报告显示，随着省间现货市场的正式运行和多个省级现货市场的连续结算试运行，中国电力市场正朝着更加开放、高效和可持续的方向发展，为构建新型电力系统提供了强有力的市场支撑。

一、电力供需格局持续优化，市场化交易规模突破历史新高

2024年，中国电力市场供需两端均呈现稳健增长态势，市场化程度持续深化。从供给侧看，全国累计发电装机容量达到33.49亿千瓦，较上年新增4.29亿千瓦，创下历史新高。其中，风光新能源表现尤为亮眼，新增装机3.58亿千瓦，累计装机达14.07亿千瓦，同比增长33.9%，显示出中国能源结构转型的坚定步伐。从需求侧看，全国全社会用电量达9.85万亿千瓦时，同比增长6.8%，2016-2024年年均增速保持在6.6%的较高水平，反映出中国经济持续稳定发展的良好态势。

电力市场化交易规模持续扩大，2024年全国市场化交易电量达6.18万亿千瓦时，同比增长9.0%，占全社会用电量比重提升至62.7%。这一数据表明，中国电力市场化改革已进入深水区，市场在资源配置中的决定性作用日益凸显。分经营区来看，国家电网经营区市场交易电量4.72万亿千瓦时，同比增长6.3%；南方电网经营区1.14万亿千瓦时，同比增长22.1%；内蒙古电力交易中心0.32万亿千瓦时，同比增长9.1%。南方区域增速显著高于全国平均水平，显示出区域电力市场建设的积极成效。

市场主体参与度不断提升，2024年全国电力市场经营主体数量达81.6万家，同比增长8.9%。其中，发电企业3.5万家，电力用户77.7万家，售电公司4409家。值得注意的是，燃煤机组已全部进入市场，超过半数的新能源及部分燃气发电、核电和水电参与市场；用户侧除居民、农业用户外全部工商业用户进入市场，市场主体多元化格局基本形成。这种广泛的市场参与为电力市场有效运行提供了坚实基础，也为进一步深化改革创造了有利条件。

跨省跨区交易规模显著增长，2024年全国跨省跨区中长期交易电量合计1.39万亿千瓦时，同比增长19.8%。省间电力现货市场表现尤为活跃，总成交电量376.31亿千瓦时，成交加权平均价为0.412元/千瓦时。从区域流向看，湖北成为卖出电量最多的省份，占总成交量约17.16%；浙江、四川则是买入电量最多的省份，分别占总购入成交电量的34.12%、23.73%。这种区域间的电力互济有效促进了资源优化配置，提高了电力系统的整体运行效率。

二、市场机制创新成效显著，多层次市场体系初步建立

2024年，中国电力市场机制创新取得突破性进展，市场体系建设进入快车道。最引人注目的是省间电力现货市场于2024年10月15日正式运行，这标志着中国电力市场建设迈入新阶段。该市场覆盖国家电网和蒙西电网经营区全域，参与主体超6000个，自2022年1月试运行以来累计交易电量超过880亿千瓦时，其中清洁能源电量占比达44%。省间现货市场通过高峰高价有效激励各类电源顶峰发电，2024年度夏期间最大互济电力达1616万千瓦，特别是在8-9月川渝极端高温大负荷期间，实现了精准跨区支援互济，充分展现了市场机制在电力保供中的重要作用。

区域电力市场建设取得重要突破，南方区域电力市场完成5轮累计53天结算试运行，并于11月首次实现整月结算试运行。试运行期间，全月全网发电侧日前出清加权均价0.315元/千瓦时，通过区域现货市场实现省间增送电量31亿千瓦时。南方区域市场注册经营主体突破20万家，市场化电量占售电量比重达72.5%；西电东送电量2384亿千瓦时，创历史新高。技术层面，成功研发的电力求解器"天权"打破了国外技术垄断，支撑起全球最大规模区域现货市场运算需求，实现了五省(区)6000余节点每15分钟动态出清。

长三角电力市场于2024年7月1日正式启动，构建了"电力互济、错峰互补、容量互备、供需互动"的省市间电力互济市场化机制，覆盖上海、江苏、浙江、安徽和福建四省一市。在迎峰度夏期间，华东区域最高用电负荷六创历史新高，达到4.21亿千瓦，同比增长12.4%。长三角电力市场通过市场化手段有效缓解高峰时段供电紧张局面，省市间互济保供电力最高达1041万千瓦，为各省市提供了强有力的电力保障。同时，互济调峰电力最高达1066万千瓦，全年减少弃风弃光电量14亿千瓦时，实现了保供与新能源消纳的双赢。

省级现货市场建设全面推进，截至2024年底，山西、广东、山东、甘肃4个省级现货市场转入正式运行；蒙西、湖北、浙江、福建4个省级现货市场开展连续不间断结算试运行；另有9个省级现货市场已完成整月以上结算试运行。各地根据自身特点探索差异化市场模式，如山西成为全国首个转入正式运行的电力现货市场，广东推动220千伏及以上电压等级的新能源全部参与现货市场，山东建立独立储能参与现货市场的交易机制，甘肃率先实现新能源及用户报量报价参与现货市场。这些探索为全国统一电力市场建设积累了宝贵经验。

规则体系不断完善，2024年国家发展改革委、国家能源局持续完善市场规则制度，印发《电力市场运行基本规则》《电力市场信息披露基本规则》《电力中长期交易基本规则—绿色电力交易专章》《电力市场注册基本规则》等重要文件，初步构建了电力市场基础规则体系。这些规则从市场成员、交易类型与方式、电能量交易、信息披露、绿色电力交易、市场注册等方面，为全国统一电力市场建设提供了制度保障，标志着中国电力市场建设进入规范化、标准化发展新阶段。

三、绿色电力交易爆发式增长，环境价值实现机制逐步完善

2024年，中国绿色电力市场呈现爆发式增长态势，绿证绿电交易规模大幅提升。全国绿色电力交易电量达2336亿千瓦时，同比增长235.2%，显示出市场对绿色电力的强劲需求。分区域看，国家电网经营区绿色电力交易电量1358亿千瓦时，南方电网经营区221亿千瓦时，蒙西电网经营区757亿千瓦时。蒙西绿色电力交易规模最大，冀北和辽宁次之，反映出不同区域在绿色电力发展上的差异化特点。随着蒙西电网获批复同意开展绿色电力交易，绿色电力交易已实现国家电网、南方电网、蒙西电网全覆盖，为全国统一绿色电力市场建设奠定了基础。

绿证交易量实现跨越式增长，2024年全国完成绿证交易4.46亿个，同比增长364%。其中，绿证单独交易2.77亿个，绿色电力交易绿证1.69亿个。从交易流向看，绿证单独交易以跨省交易为主，达2.56亿个，约占单独交易总量的92.32%；绿色电力交易则以省内交易为主，达1.52亿个，约占绿色电力交易绿证总量的89.64%。分省份看，内蒙古自治区出售绿证规模最大，达8041万个；浙江省购买绿证规模最大，达7622万个。这种区域间的绿证流动，有效促进了绿色能源的环境价值跨区域实现，为新能源发展提供了额外经济激励。

绿色电力交易机制持续创新，北京电力交易中心组织研究编制了多年期绿电交易协议参考模板(PPA)，对多年期绿色电力协议签订方式、违约处理等关键环节提出了具有操作性的建议，以便用户长期稳定采购绿色电力。这一创新为电力用户特别是外向型企业应对国际绿色贸易壁垒提供了有力工具。国际化工企业巴斯夫积极参与中国绿电市场，2024年与中国能建广东院签署为期25年的电力购买协议(PPA)，为巴斯夫湛江一体化基地采购可再生电力，展示了跨国企业对中国绿色电力市场的信心。

新能源参与市场方式多样化发展，2024年全国共有20个省(区、市)的新能源以不同方式参与电力现货市场。其中，广东、山东、甘肃等15个省(区)采用"报量报价"方式；山西、陕西、河南3个省份采用"报量不报价"方式；辽宁、宁夏2个省(区)允许自选参与方式。这种差异化的市场参与机制，既考虑了各地电力市场发展阶段的差异，也兼顾了新能源的技术特性，为新能源大规模接入市场提供了灵活路径。甘肃电力现货市场通过新能源报量报价参与机制，使新能源发电利用率达到92.88%，新能源发电量占比突破35%，为高比例新能源电力系统建设提供了有益借鉴。

绿色电力在促进能源转型中的作用日益凸显。2024年，全国风光新增发电量3660亿千瓦时，占总新增发电量的58.1%，达到1.83万亿千瓦时；新能源市场交易电量9569亿千瓦时，占新能源发电量的52.3%。这些数据表明，新能源已成为中国电力增量的主体，而市场化机制则为新能源消纳提供了重要渠道。通过市场机制发现绿色电力的环境价值，不仅促进了新能源的可持续发展，也为构建清洁低碳、安全高效的能源体系提供了市场化解决方案。

四、新型主体蓬勃发展，电力市场生态日益丰富

新型储能参与电力市场取得重要进展，2024年呈现"政策框架统一、区域差异化探索、技术多元化应用"的特征。各地积极探索储能通过参与电能量市场、辅助服务市场等多途径实现收益的模式。山东、广东储能以"报量报价"方式参与现货，山西储能可自主选择参与方式，甘肃储能以"报量不报价"方式参与现货。截至2024年底，甘肃新型储能装机规模达442万千瓦/1153万千瓦时，在自主参与市场的情况下，2024年平均利用小时数1146小时，其中电网侧储能达2074小时，基本实现日均一充一放，部分日期实现两充两放。甘肃新型储能累计充电量20.91亿千瓦时，提升新能源利用率2.41个百分点；用电高峰时段最大放电电力323万千瓦，有效缓解了电力保供压力。

虚拟电厂等新型主体参与市场迈出实质性步伐。《2024年能源监管工作要点》明确提出要推动虚拟电厂等新型主体进入电力市场。《国家能源局关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》进一步强调，新型经营主体参与市场与其他经营主体享有平等的市场地位。各地积极探索通过多种交易品种互补，鼓励虚拟电厂参与电能量市场、辅助服务市场。市场参与主体多元，包括华能、国电投、三峡、京能等国有企业，电管家、特来电、蔚来汽车、万邦数字等民营企业，以及芬欧汇川等外资企业。山西现货市场推动12家独立储能、5家虚拟电厂通过市场化方式参与电网调节，发挥顶峰能力150万千瓦，展示了新型主体在电力系统中的调节潜力。

辅助服务市场品种日益丰富，为新型主体提供了价值实现渠道。2024年，全国电力辅助服务市场费用为402.5亿元，其中用户侧分摊费用11.1亿元，占比2.8%。从品种看，调峰、调频、备用、其他费用分别为330.4、68.9、2.9、0.3亿元。南方区域调频辅助服务市场作为国内首个以调频服务为交易品种的区域辅助服务市场，2024年总体运行平稳有序，市场年出清均价为11.23元/兆瓦，年调频总里程约1.22亿兆瓦。随着独立储能进入市场，南方区域调频辅助服务市场竞争加剧，市场整体呈现"量增价减"的趋势，2024年平均出清价格同比下降11.9%，提供里程同比提升10%以上，反映出市场机制在提高系统调节效率方面的积极作用。

零售市场稳步扩容，售电公司专业化服务水平提升。2021-2024年，开展业务的售电公司数量从1889家增长到2613家，年均增长率约11.4%；所代理的零售用户数量从31.76万增长到65.35万，年均增长率约27.2%。零售市场交易电量从2.41万亿千瓦时增长到3.66万亿千瓦时，年均增长率约14.9%。售电公司平均代理零售用户数约为250个，显示出零售市场持续健康发展的良好态势。售电公司对代理用户的负荷曲线管理作用更加明显，专业化服务水平得到进一步提升。零售市场套餐更加丰富，批零价格联动套餐比例提升，批发市场价格信号更好地向用户侧传导，促进了电力市场的良性循环。

电力市场监管体系持续健全，为新型主体发展创造了公平环境。2024年，能源法提出加快建立主体多元、统一开放、竞争有序、监管有效的能源市场体系。《电力市场监管办法》进一步明确电力市场监管职责，完善对各类电力市场成员的监管内容。国家能源局在全国开展电力市场秩序突出问题专项监管，并印发《关于进一步规范电力市场交易行为有关事项的通知》，从五个方面提出规范性要求。山东积极探索电力市场数字化监管，构建包含5大类247项指标的市场监管指标体系，为新型主体公平参与市场提供了制度保障。这些监管举措有效维护了电力市场秩序，保障了各类市场主体的合法权益。

以上就是关于2024年中国电力市场的全面分析。过去一年，中国电力市场建设取得显著成效，市场化交易电量突破6万亿千瓦时，占全社会用电量比重达62.7%；绿色电力交易呈现爆发式增长，交易电量达2336亿千瓦时，同比增长235.2%；省间现货市场正式运行，多个省级现货市场进入连续结算试运行，全国统一电力市场体系初步建立。

展望2025年，随着能源法的实施和"十四五"规划的收官，全国统一电力市场将初步建成。市场建设将重点聚焦加快电力现货市场建设、推进中长期市场连续运营、强化省间市场大范围资源配置能力、促进各级各类电力市场衔接协同等关键环节。新能源上网电量将全面参与市场，辅助服务价格政策和交易规则进一步完善，新型主体参与市场的深度和广度将持续拓展。

中国电力市场正站在新的历史起点上，通过持续深化改革，完善市场机制，必将为构建清洁低碳、安全高效的新型能源体系提供更强支撑，为中国式现代化建设注入强劲动力。未来，随着全国统一电力市场的全面建成，电力资源将在更大范围内实现优化配置，市场在能源转型和电力保供中的重要作用将进一步凸显。

编辑：666知识控