中國儲能網訊：2025年1-6月，全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量29484.9億千瓦時，同比增長4.8%，占全社會用電量比重為60.9%。
國家電網區(qū)域各電力交易中心累計組織完成市場交易電量22741.4億千瓦時，同比增長3.3%；南方電網區(qū)域各電力交易中心累計組織完成市場交易電量5237.8億千瓦時，同比增長14.2%；內蒙古電力交易中心累計組織完成市場交易電量1505.7億千瓦時，同比下降0.4%。
省間交易情況
2025年1-6月，省間交易電量為7311億千瓦時，同比增長9.2%?？鐓^(qū)交易電量完成4349億千瓦時，同比增長14.0%。市場交易電量完成5731億千瓦時，同比增長8.7%。省間市場化交易平均價格為352.2元/兆瓦時，同比下降29.4元/兆瓦時。
按發(fā)電類型看，省間火電交易電量3794億千瓦時，同比下降1.2%；省間水電交易電量1733億千瓦時，同比增長12.6%；省間核電交易電量239億千瓦時，同比增長1.0%；省間新能源交易電量1544億千瓦時，同比增長42.9%。
按區(qū)域送電情況看，西北跨區(qū)外送交易電量1736億千瓦時，東北跨區(qū)外送交易電量362億千瓦時，華北跨區(qū)外送交易電量440億千瓦時。
下圖的條形圖為2025年上半年各省份外送、外購電量情況，其中涉及南網區(qū)域的廣東、廣西、海南、云南、貴州5個省份采用南方區(qū)域電力交易中心披露的省間聯絡線輸電情況數據進行統計。
下圖為2025年1-6月各省省間外購電量分布情況，南方區(qū)域電網涉及的廣東、廣西、海南、云南、貴州5個省份采用南方區(qū)域電力交易中心披露的省間聯絡線輸電情況數據，內蒙數據采用蒙東的數據進行分析。從省間外購電量情況看，國網區(qū)域中，東部沿海區(qū)域的浙江、江蘇、山東購電較多，南網區(qū)域中的廣東購電較多。
下圖為國網省間外送電量分布情況，南方區(qū)域電網涉及的廣東、廣西、海南、云南、貴州5個省份采用南方區(qū)域電力交易中心披露的省間聯絡線輸電情況數據，內蒙數據采用蒙東的數據進行分析。從各省份省間售電情況看，山西、四川、新疆外送電量較多。
下圖為各省份外送電量減去外購電量的凈電量分布地圖，綠色深度表示外送電量總量大小，黃色深度表示外購電量總量大小。
在各省份凈電量的基礎上對各省份的外購、外送交易電量的合計值進行統計分析，餅圖越大代表外購、外送交易總電量越多，餅圖中的綠色扇形代表外送交易電量的占比，黃色扇形代表外購交易的電量占比。在總交易電量中，浙江、江蘇、四川交易量較多，浙江、江蘇以外購為主，四川以外送為主。
西北區(qū)域
新疆
2025年1-6月新疆省內綠電結算電量23.66億千瓦時，結算均價202.33元/兆瓦時。
省內消納新能源結算情況如下：風電結算電量共222.7億千瓦時，結算均價214.38元/兆瓦時；光伏結算電量共196.07億千瓦時，結算均價157.59元/兆瓦時。
甘肅
2025年1-6月甘肅省結算綠電電量2.98億千瓦時，結算均價264.96元/兆瓦時。
新能源結算情況如下：風電結算電量共198.09億千瓦時，結算均價201.76元/兆瓦時；光伏結算電量共171.07億千瓦時，結算均價165.48元/兆瓦時。
新能源交易情況如下：新能源交易電量共129.46億千瓦時，交易均價215.89元/兆瓦時。
寧夏
2025年1-6月寧夏結算綠電電量18.24億千瓦時，結算均價275.51元/兆瓦時。
新能源結算情況如下：風電結算電量共144.6億千瓦時，結算均價195.68元/兆瓦時；光伏結算電量共201.29億千瓦時，結算均價165.77元/兆瓦時。
陜西
2025年1-4月陜西省結算綠電電量1.74億千瓦時，結算均價311.98元/兆瓦時，5、6月份綠電結算情況未披露。
新能源結算情況如下：風電結算電量共107.55億千瓦時，結算均價345.02元/兆瓦時；光伏結算電量共125.42億千瓦時，結算均價332.46元/兆瓦時。
青海
2025年1-6月青海省結算綠電情況如下：省內綠電交易電量共18.93億千瓦時，結算均價227.67元/兆瓦時；跨省跨區(qū)綠電交易電量共30.12億千瓦時，結算均價231元/兆瓦時。
新能源結算情況如下：風電結算電量共49.1億千瓦時，結算均價220.17元/兆瓦時；光伏結算電量共99.64億千瓦時，結算均價227元/兆瓦時。
新能源交易情況如下：新能源交易電量共291.15億千瓦時，交易均價224.82元/兆瓦時。
東北區(qū)域
黑龍江
黑龍江省2025年1-6月新能源總計結算電量為186億千瓦時，風電1-6月結算均價為311元/兆瓦時，光伏1-6月結算均價為331元/兆瓦時。
綠電結算方面，風電結算電量為6.26億千瓦時，結算均價411.77元/兆瓦時；光伏結算電量為1.64億千瓦時，結算均價為419.58元/兆瓦時。
吉林
吉林新能源機組電能量結算均價情況如下：風電機組總計結算電量為155.78億千瓦時，結算電價為316.94元/兆瓦時；光伏機組結算電量為27.61億千瓦時，結算電價為353.53元/兆瓦時。
市場化方面，風電機組上半年市場化交易結算均價為285.63元/兆瓦時；光伏機組上半年市場化交易結算均價為324.38元/兆瓦時。
遼寧
2025年1-6月遼寧省新能源市場化機組電能量結算均價：風電機組結算電量為204.31億千瓦時，結算均價336.87元/兆瓦時；光伏機組結算電量39.86億千瓦時，結算均價384.31元/兆瓦時。
1-6月新能源機組月度交易價格逐步走低，3月起開展現貨后由于光伏只能簽署可出力時段的中長期合約，導致光伏月度交易均價迅速下滑。
1-6月遼寧新能源機組總計結算綠電79.19億千瓦時，結算均價409.43元/兆瓦時。
蒙東
2025年1-6月，蒙東省內市場累計結算電量328.36億千瓦時，其中火電結算電量77.02億千瓦時，結算均價321.04元/兆瓦時；風電結算電量220.44億千瓦時，結算均價265.1元/兆瓦時；光伏結算電量30.9億千瓦時，結算均價270.39元/兆瓦時。
1-6月累計結算綠電電量24.16億千瓦時，其中省內綠電結算電量10.74億千瓦時，結算均價305.81元/兆瓦時；省間綠電結算電量13.42億千瓦時，結算均價269.52元/兆瓦時。
華北區(qū)域
冀北
冀北地區(qū)2025年1-6月新能源交易結算電量238.07億千瓦時，結算均價398.27元/兆瓦時。
冀北地區(qū)2025年1-6月綠電結算電量196.01億千瓦時，結算均價419.09元/兆瓦時。
冀南
河北南網3月1日起進行現貨連續(xù)結算試運行。由于年度持倉比例高，現貨結算試運行對新能源場站結算電價影響不大。上半年風電結算均價419元/兆瓦時，結算電量21.96億千瓦時；光伏結算均價341.28元/兆瓦時，結算電量42.09億千瓦時。
新能源在實時市場結算電量較少，結算電價較穩(wěn)定。6月受到尖峰平谷時段改變的影響（當前現貨價格掛鉤尖峰平谷），光伏實時加權均價明顯升高。
山西
2025年1-6月，山西現貨機組風電結算電量264.02億千瓦時，結算均價228.97元/兆瓦時，光伏結算電量52.66億千瓦時，結算均價105.87元/兆瓦時。
2025年1-6月，山西綠電結算電量53.12億千瓦時，結算均價352.19元/兆瓦時。
2025年1-6月，山西省現貨日前均價281.93元/兆瓦時，實時均價279.51元/兆瓦時。
山東
2025年1-6月，山東日前現貨均價293.05元/兆瓦時，實時現貨均價294.94元/兆瓦時，其中3月份現貨價格最低，為264.63元/兆瓦時；5月份現貨價格最高，為320.24元/兆瓦時。
2025年1-6月新能源裝機尤其是光伏裝機增速較快，嚴重沖擊了2025年的現貨價格，尤其是午間時段價格下降100元/兆瓦時左右，凌晨和晚高峰時段價格有小幅上升。
2025年1-6月主動入市風電結算均價386.33元/兆瓦時，被動入市風電結算均價342.22元/兆瓦時，被動入市光伏結算均價327.04元/兆瓦時。
天津
2025年1-6月，參與綠電交易的新能源累計結算電量90.27億千瓦時，結算均價419.52元/兆瓦時；環(huán)境權益累計結算電量45.71億千瓦時，結算均價為7.64元/兆瓦時，其中2、3月環(huán)境權益結算情況暫無披露。
