（来源：储能与电力市场）

储能与电力市场获悉，7月17日，国家能源局发布《2024年度中国电力市场发展报告》。

报告指出，2024年，新型储能参与市场方式更加多样，并提及了山西、山东、广东、甘肃等地储能参与现货市场和调频市场的基本情况及参与方式。其中广东、甘肃、山西、山东等地储能可自主选择参与现货和调频市场。

12家独立储能参与顶峰保供

山西于2023年12月22日成为我国首个转入正式运行的电力现货市场，2024年，山西日前市场均价为0.314元/kWh.。正式运行后，山西进一步完善新型经营主体参与市场交易机制，山西储能可自主选择“报量报价”或“报量不报价”方式参与现货。

2024年，山西推动新型主体参与保供。2024年燃气机组累计启停调峰510台次，同比增加30%；引导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。

山东独立储能

34座“报量报价”参与现货

2024年，面对新能源出力特性引发的季节性、时段性电价波动，先后建立独立储能、新能源与其配建储能联合体参与现货市场的交易机制，山东储能以“报量报价”方式参与现货。其中34座独立储能电站参与市场，总容量达373.8万千瓦，有效平抑了新能源出力波动。

广东独立储能

一体多用，分时复用

调频服务出清价格下降11%

广东推动独立储能电站报量报价参与现货市场，同步建立与区域调频市场的衔接机制，实现独立储能“一体多用、分时复用”的商业模式落地。

2024年，南方区域调频辅助服务市场总体运行平稳有序，市场年出清均价为11.23元/兆瓦，调频总里程约1.22亿兆瓦。

随着独立储能2024年2月进入市场，南方区域调频辅助服务市场竞争加剧，市场整体呈现出“量增价减”的趋势。2024年南方区域调频辅助服务市场平均出清价格同比下降11.9%，提供里程同比提升10%以上。

甘肃新型储能装机11.53GWh

日均一充一放，平均利用1146小时

甘肃探索建立有利于新型储能参与的市场机制，为不同场景新型储能提供商业途径：新型储能在电力现货市场通过“低充高放”获取电能量价差收益，在辅助服务市场通过提供调频服务获得补偿。甘肃储能以“报量不报价”方式参与现货，在电价高峰放电、低谷充电。截至2024年底，甘肃新型储能装机规模442万千瓦/1153万千瓦时，新型储能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2074小时，电源侧储能944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80％以上为新能源配建储能，存在“点多、量小、控制难”的特点。为充分发挥储能在电力系统平衡和新能源消纳方面的规模化作用，甘肃创新运用新型储能协调控制系统，探索尝试储能资源的市场化和精准化调控。2024年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，有效缓解电力保供压力。

报告总结了各地辅助服务市场情况，辅助服务市场覆盖调频、备用、调峰等多品种。各区域电网情况不同，辅助服务类型也各有侧重。具体如下：

图源：《2024年度中国电力市场发展报告》

2024年，全国电力辅助服务市场费用为402.5亿元，中用户侧分摊费用11.1亿元，用户侧分摊占比2.8%，用户侧平均度电分摊价格为0.0008元/千瓦时。发电侧煤电、风电、光伏发电、核电、水电、气电、其他电源分摊比例分别为24%、44%、19%、8%、3%、1%、1%，发电侧平均度电分摊价格为0.0053元/千瓦时。

分品种来看，调峰、调频、备用、其他费用分别为330.4、68.9、2.9、0.3亿元。

2024年度中国电力市场发展报告》

2024年7月1日，长三角电力市场正式启动，构建省市间电力互济市场化机制，覆盖了上海、江苏、浙江、安徽和福建四省一市，启动新增富余需求侧资源互济交易、富余新能源消纳互济交易等交易品种。

2024年，省市间互济保供电力最高达1041万千瓦，为浙、皖、沪、苏分别提供省外错峰最大支援电力526、200、735、653万千瓦；互济调峰电力最高达1066万千瓦，支援浙、皖、沪、苏、闽最大调节电力分别为230、500、50、677、100万千瓦，全年减少弃风弃光电量14亿千瓦时。

需求侧资源跨省互济作为长三角电力市场省市间互济的关键品种，在迎峰度夏期间利用各省市高峰负荷出现的时间不同，实现小时级的错峰互济支援。2024年7月22日和7月31日，长三角富余需求侧可调节资源互济交易2次启动，共有47家经营主体参加，累计成交电力36.1万千瓦。

同时，报告对电力供需情况、电力市场经营主体、电力交易量价情况等数据进行了总结分析。并对2024年电力市场进展进行回顾，提出2025年电力市场建设重点。

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；四川、安徽、陕西、辽宁、重庆、湖南、宁夏、江苏、河北南网等9个省级现货市场已完成整月以上结算试运行；河南、江西、上海、吉林青海、黑龙江、新疆等7个省级现货市场完成短周期结算试运行。

电力市场及交易方面，2024年，全国累计发电装机容量达33.49亿千瓦，新增发电装机容量4.29亿千瓦;其中，风光新增发电装机3.58亿千瓦，累计达14.07亿千瓦，同比增长33.9%。

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经营主体方面，各类经营主体数量稳步增加，市场参与度不断提升。2024年全国电力市场经营主体数量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。发电侧燃煤机组全部进入市场，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。

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全国电力交易情况方面，全国市场化交易电量持续增长。2024年，全国市场化交易电量6.18万亿千瓦时，同比增长9.0％；占全社会用电量62.7％，同比提升1.3个百分点，连续三年超过60％；新能源市场交易电量9569亿千瓦时，占新能源发电量的52.3％。

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分月来看，单月市场交易最大规模出现在7月份，达6035亿千瓦时；市场交易最小规模出现在2月份，达4161亿千瓦时。

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分经营区来看，国家电网经营区内各电力交易中心累计组织完成市场交易电量4.72万亿千瓦时，同比增长6.3％，其中省间交易电量1.17万亿千瓦时；南方电网经营区内各电力交易中心累计组织完成市场交易电量1.14万亿千瓦时，同比增长22.1％，其中省间交易电量0.26万亿千瓦时；内蒙古电力交易中心累计组织完成市场交易电量0.32万亿千瓦时，同比增长9.1％。

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跨省跨区交易方面，跨省跨区中长期交易规模持续扩大。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％。

省间电力现货交易活跃。2024年，省间电力现货总成交电量为376.31亿千瓦时，成交加权平均价为0.412元/千瓦时。湖北卖出电量最多，占总成交量约17.16％。买方总成交电量为341.17亿千瓦时，成交加权平均价为0.573元/千瓦时。浙江、四川买入电量最多，分别占总购入成交电量的34.12％、23.73％。

2024年度中国电力市场发展报告》

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省内市场交易方面，省内中长期交易电量总体增长。2024年，全国各省级电力交易中心交易电量合计为4.75万亿千瓦时，同比增长5.4％。其中，省内电力直接交易4.55万亿千瓦时（含绿色电力交易0.20万亿千瓦时）、发电权交易0.20万亿千瓦时、其他交易49.4亿千瓦时。

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各地中长期交易价格差异明显。2024年，各地中长期交易均价在0.231-0.505元/千瓦时之间，较当地煤电基准价平均高出4.7％，其中23个省（区、市）/地区高于当地煤电基准价，9个省（区、市）/地区低于当地煤电基准价。

现货价格普遍低于中长期。2024年已转正式运行的山西、广东、山东、甘肃电力现货市场，日前市场均价分别为0.314、0.347、0.316、0.249元/千瓦时，山西高于中长期交易均价1.1％，广东、山东、甘肃分别低于中长期交易均价22.7％、14.3％、9.8％；实时市场均价分别为0.324、0.341、0.310、0.269元/千瓦时，山西高于中长期交易均价4.2％，广东、山东、甘肃分别低于中长期交易均价24.1％、16.1％、2.6％。

2024年度中国电力市场发展报告》

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电网代理购电各地量价差异较大。2024年，全国电网代理购电量1.84万亿千瓦时，其中优先发电量0.88万亿千瓦时，市场化采购电量0.96万亿千瓦时；全国电网代理购电均价0.426元/千瓦时，各地电网代理购电均价在0.250-0.505元/千瓦时之间。

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原文如下：