2024年11月，我国多省电力现货市场进入试运行阶段，这是电力体制改革向纵深推进的标志㊣性举措。作为实现电力资源优化配置、促进新能源消纳、提升市场化竞争效率的重要平台，电力现货市场的建设承载着深化电力市场化改革、助力“双碳”目标的㊣重任，其运行效果不仅影响电力行业的高质量发展，也关系着我国能源安全和绿色转型的大局。本文㊣将带大家快速了解开展试运行的各省现货电价，以及㊣新能源参与市场的情况。
辽宁于11月开始首次现货整月结㊣算试运行，运行时间为11月1日至11月30日，期间运行辽宁现货规则3.1版。本次试㊣运行火电机组“报量报价”，新能源机组“报量不报价”参与现货市场。同时可以通过日滚动的形式调整中长期合约的电量光伏电站避雷针价格。本次现货试✅运行市场日前均价为367.65元/兆瓦时，实时均价为317.58元/兆瓦时。
截✅至发稿日，交易中心公布了1-23日现货市场结算情况汇总，省内风电机组结算㊣电价为303.31元/兆瓦时，光伏机组结算✅电价为369.27元/兆瓦㊣时。
吉林于11月12日至20日开展省内电力现货市场第一次结算试运行，其中14日至20日进行一周内的试结算。
本次结算火电机组“报量报价”参与市场，新能源㊣㊣机组“报量报价”参与市㊣场出㊣清。市场报价为0-1200元/兆瓦时，现货市场出清价格为0-1500元/兆瓦时。在本次结算试运行中新能源场站优发合同按日前申报的功率预测曲线✅进行比例分解，平价风电0.64，非平✅价风电㊣0.55；扶贫光伏㊣0.82，非扶贫光伏0.81。
河北南网自2024年5月27日起，启动连续调电试运行，并且于2024年6月开展为期14天的第一轮结算，2024年11月开展第二轮结算。11月的结算分为两个时段，第一个时段为为1日-5日，第二个结算时段为14日-30日。
河㊣北南部电网省调直调光伏（不含扶贫容量部分）、风力发电场站在现货市场以“报量报价”形式参与，入市比例之内的上网电量参与现货市场结算。现货市场申报价格与结算价格限制相同，为0-1200元/兆瓦时。此次试运行新加入平衡调节㊣系数，按照调节后的现货电价（图中统一结算点价）开展结算。经过调㊣节后，现货各时段结算价格保持稳定，而且与中长期均价价差较小。日滚动市场报价接近调整后现货价格，反映出市场主体套利意愿较低。
陕西电力市场第四次结算试运行时间为2024年10月㊣31日-12月1日，为期32天，结算日11月1日-11月30日，为期30天。
本次现货试运行中10月18日前已取得中长期市场化交易合同（含优先发电、市场化、绿电交易）且具备技术准入条件和整站结算条件的新能源场站以“报量不报价”方式参与，本次结算试运行申报价格的限价范围与市场结算限价相同，为40-1000元/兆瓦时。市场结算方面批发市场采用“日清月结”的额模式，零售市场采㊣用月清月结“模式，对于㊣具备条件的市场化用户开展”分时㊣㊣双偏差“模拟结算工作。
11月份前半个月陕西新能源出力较差，谷段价格略高，价格波动较强。而在后半个月新能源光风资源较好，新能源出力高，谷段价格大多数在40元/兆瓦时其他时段均在400元/兆瓦时，价格波动较为平缓，因此在前十天，在能量块交易中出现谷段买方价格大多为354.5元/兆瓦时。
宁夏电网于2024年11月1日-30日开展现货市场第四次结算试运行（首次整月），其中11月11日-17日开展实际结算，其余时间仅✅调电不结算。本次现货试运行参与中长期交易的集中式新能✅源场站自主选择“报量报价”或“报量不报㊣价”的方式申报参与现货交易，市场限价为40-1000元/兆瓦时。
本次现货试运行仅结算试运行期间（11-17日）能一定程度上反映宁夏电网供需情况，整体呈现午间低、早晚高㊣的电价特点。其他时间由于不结算、报价暂不具参考意义。
从逐日分时的现货电价来看，非结算期间第一周市场主体尝试报价，但价格与省内实际供需有所偏差，其他时间市场主体开始“摆烂”，现货价格基本均✅为地㊣板价。
湖南交易中心于2024年11月1日-30日开展现货市场第三次结算试运行（首㊣次整月），出清结果实际㊣执行并结算。本次现货试运行已参与中长期交易的 35 千伏及以上电压等级并网的风电及光伏电站（不含扶贫场站）以“报量报价”方式参与，市场限价为0-900元/兆瓦时。为保障现货市场运行初期价格平稳，本次㊣结算试运行设置并执行二级价格限值（结算上限），二级价㊣格限值为运行月代理购电用户月前交易平均上网电价，具体情况如下图所示：
从分日数据来看，本次现货试运行在二次限价的情况下整体仍会低于中长期市㊣场均价，但在部分供需紧张时段仍有大部分高价时段产生，火电博取现货高价的意愿明显。
广西11月整✅月结算试运行中，共32家集中式风电、27家集中式光㊣伏发电企业按照“报量报价”的方式参与现货结算试运行，申报限价㊣为0-750元/兆瓦时。核电发电企业、储能企业以及㊣未在附录名录的集中式风电、光伏发电企业无需参与现货价格申报，按照接受现货价格的方式参与，其中风电、光伏超过分时等效上网电量的分时上网电量参与现货结算试运行，分时等效上网电量=该发电企业交易单元i时上网电量×等效上网电量比例α（风电0.335、光伏0.48），分时市场电量=分时上网电量-分时等效上网电量。出清限价为0-1125元/兆瓦时。
从分✅时电价来㊣看，广西现货电价出现明显的两峰㊣两谷，早晚㊣高峰高，凌晨、午时低。日前出清均价为217.88元/兆瓦时，较燃煤标杆电价降低202.82元/兆㊣瓦时；实时出清均价为253.04元㊣㊣/兆瓦㊣时，较燃煤标杆电价降低167.66元/兆瓦时。
广西目前非市场化机组出力占比较多，导致火电报价竞价空间较低，日均价格远低于燃煤标杆电价，且日均价格随新能源出力波动较大，新能源出力超过1万兆瓦时的时点，现货价格一般不超过220元/兆瓦时。
本次11月现货结算试运行期间，云南省内市场化风电、光伏采用“报量报价”的方式参与现货出㊣清。机组申报限价为0-688元/兆瓦时，出清限价为0-1032元/兆瓦时。
截至2023年底云南省内水电装㊣机容✅量占比为61.87%，虽进入11月后水电㊣出力开始降低，但出清价格仍受水电报价影响较大，分时电价呈现形成了较为明显的“鸭型曲线㊣元/兆瓦时，较燃煤标杆电价降低80.06元/兆瓦时；实时出清㊣均价为257.45元/兆瓦时，较燃煤标杆电价降低78.35元/兆瓦时。
所有参与中长期市场的新能源发电项㊣目通过“报量报价”或“报量不报价”方式参与现货，原则上符合条件的220kV及以上新能源发电项目以报量报价方式参与，其余新能源发电项目以报量不报价方式参与。分布㊣式光伏、生物质发电项目不参与现货结算。
11月全月发电侧现货日前价格算数均值为406.08元/兆瓦时，现货实时价格算数均值为394.95元/兆瓦时，存在一㊣定的现货日㊣前、实时价差。
日前现货均价404.45元/兆瓦时，实时现货均价385.23元/兆瓦时，较海南燃煤标杆价格429.8元/兆瓦时均有所下滑。当前海南省新㊣能源项目不参与市场化交易，资产收益暂未受到现货运行影响。海南省将视新能源项目投产情况，适时推动新能源机组逐步参与市场化交易。
全国多省电力现货市场试运行展现了我国电力市场化改革的新气象。从试运行期间各省电力现货价格的表现来看，市场价格波动既反映了供需关系的动态变化，也凸显了新能源消纳和市场规则优化的重要性。未来，随着市场机制的进一步完善和运行经验的积累，电力现货市场的持续推进将为我国能源绿色转型提供坚实的支撑，书写更加精彩的市场化改革篇章。