近日，北京电力交易中心发布了《2024年电力市场年报》，介绍了国网区域内的电力市场化交易情况。

　　根据报告，2024年，国家电网有限公司经营区域发电设备平均利用小时数为3165小时。其中，风电、太阳能分别为2098小时、1160小时，同比下降150小时、61小时。

　　2024年，国家电网有限公司经营区域市场化交易电量为50196亿千瓦时，同比增长7.3%。

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　　2024年，国网区域内7699亿新能源发电量参与市场化交易，占新能源发电量的51.8%。

　　为更好地服务新能源高质量发展，推进新能源全面入市，北京电力交易中心设计“政府授权合约+多年期交易”机制，做好计划与市场衔接。创新试点沙戈荒大基地“联营不联运”模式，推动分布式电源聚合参与绿电交易，持续完善转型成本疏导机制，提升新能源“保量稳率”质效，助力新型电力系统建设。

　　北京电力交易中心积极推进大型风光基地中长期联营交易机制创新，研究制订大型风光基地联营参与中长期市场交易工作方案；选取灵绍直流配套光伏基地作为试点，组织有关发电主体签订联营参与中长期市场协议，并在2025年年度中长期市场开展联营试点交易，满足了大型风光基地项目大规模集中接入对市场机制、交易模式的需求。

　　为支持我国企业有效应对欧盟碳关税等国际绿色贸易政策，更好地参与国际市场竞争，北京电力交易中心结合我国电力市场运营实际，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、主体合作模式、违约处理等关键环节提出了指导性建议。推荐由电力用户与发电企业签订多年期绿电协议，也可引入售电公司代理用户与发电企业签订，售电公司承担平衡责任，降低用户偏差风险。

　　探索开展分布式光伏聚合试点交易，河北、浙江、江苏、安徽通过聚合方式推动分布式光伏参与绿电交易，总交易电量突破24亿千瓦时，扩大本地绿电供给。四川开展市场化需求响应，有效助力迎峰度夏电力保供。河北建立“电能量+辅助服务+容量租赁+容量补偿”的多元协同市场机制，服务新型储能参与市场。上海、北京调动电动汽车充电负荷，创新试点“新能源车充新能源电”交易。浙江引导虚拟电厂等负荷侧资源参与辅助服务市场交易，服务电力系统安全稳定运行。

　　安徽电力交易中心针对分布式光伏数量多、规模小、分布散的特点，创新提出负荷聚合商代理分布式光伏参与市场模式。探索开展分布式光伏聚合试点交易，以220千伏变电站供电区为分布式光伏标准聚合单元，规范负荷聚合商市场注册、聚合代理等方式，创新建立贯穿“聚合、批发、零售”三方市场的“分布式—聚合商—售电公司—电力用户”四方协同交易模式，理顺了经营主体注册、交易、结算等交易业务全过程衔接流程。

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