2023年全年各电力交易中心累计完成市场交易电量5.67万亿千瓦时，同比提升7.9%，占全社会用电量比重超6成。随着各省现货市场、全国统一电力市场加速推进，充分了解各省市场和政策，把握市场动态才能有针对性的开拓市场、降低风险扩大收益，下文对全国2023年全年部分热点省份电力市场交易及结算情况进行了盘点分析。
省间交易情况
2023年，省间交易电量为13960亿千瓦时，其中火电交易电量8264亿千瓦时、水电交易电量3470亿千瓦时、核电交易电量499亿千瓦时、新能源交易电量1727亿千瓦时。国家电网经营区省间市场化交易电量完成10877亿千瓦时，交易均价为 385.5 元/兆瓦时。
2023年国网区域内，四川、山西、新疆3个省送出电量较大，分别为1659亿、1518亿、1266亿千瓦时；浙江、江苏、山东3个省外购电量较大，分别为1707亿、1626亿、1476亿千瓦时。
西北区域
2023年1-11月新疆结算电量总量为1685.91亿千瓦时，结算均价240.53元/兆瓦时。其中风电结算电量303.88亿千瓦时，结算均价196.61元/兆瓦时；光伏结算电量为162.603亿千瓦时，结算均价169.33元/兆瓦时；火电结算电量976.98亿千瓦时，结算均价264.64元/兆瓦时；水电结算电量242.43亿千瓦时，结算均价为246.23元/兆瓦时。
2023年1-11月新疆配套新能源结算中风电吉泉配套结算电量为159.17亿千瓦时，结算电价223.47元/兆瓦时；光伏结算电量为19.24亿千瓦时，结算电价为228.1元/兆瓦时。
风电天中配套结算电量为270.81亿千瓦时，结算电价为229.83元/兆瓦时；光伏结算电量为55.9亿千瓦时，结算电价为326.73元/兆瓦时。
2023年全疆双边直接交易，火电申报电量共计618.02亿千瓦时，均价为255.57元/兆瓦时；新能源申报电量42.05亿千瓦时，均价为250.27元/兆瓦时。
2023年全疆调峰替代总量23717.1万千瓦时，均价17.03元/兆瓦时；绿电交易总量40321.7万千瓦时，均价317.35元/兆瓦时。
2023年宁夏电网累计平均用电负荷1431万千瓦时同比增长 6.87%，最高用电负荷1648 万千瓦，同比增长 6.12%。
2023年宁夏电网全年跨区跨省交易总量926.16亿千瓦时。其中跨区跨省外送876.19亿千瓦时，同比下降7.23%，外购送出火电738.92亿千瓦时，占比 84.33%，送出新能源137.26 亿千瓦时，占比 15.67%；跨区跨省累计外购电量49.97亿千瓦时，同比下降 28.58%。
2023年宁夏电网累计电力直接交易电量（不含绿电交易）889.55 亿千瓦时，同比增长25.35%，结算均价329.80元/兆瓦时。
2023年宁夏电网区内累计绿电交易电量5.09 亿千瓦时，结算均价 256.02 元/兆瓦时。
2023年宁夏电网日融合交易累计电量92.25 亿千瓦时，交易均价 311.89 元/兆瓦时。
2023年甘肃风电上网电量423亿千瓦时，结算均价274元/兆瓦时。其中中长期交易电量538亿千瓦时（占比127%），交易均价305元/兆瓦时；光伏上网电量240亿千瓦时，结算均价257元/兆瓦时，其中中长期交易电量229亿千瓦时（占比95.4%），交易均价267元/兆瓦时。
2023年甘肃绿电交易结算电量23.19亿千瓦时，结算均价336.72元/兆瓦时。其中省内绿电结算电量4.32亿千瓦时，省间绿电结算电量18.87亿千瓦时（占比81.38%）；省内绿电结算电价全年基本持平，在334~338元/兆瓦时之间。省间绿电结算电价受省内光伏装机快速增长影响，呈大幅下降趋势。
2023年，陕西省新能源优先发电小时以外上网电量主要通过自主挂牌形式参与市场化交易，此外可参与电采暖交易、与车联网充电设施用户双边协商交易。月内通过合同转让交易控制合约偏差，同时平价新能源也可参与省内绿电交易。
2023年陕西省新能源通过年度、月度、月内挂牌共交易电量约150亿千瓦时。其中年度交易约80亿千瓦时，占总交易量50%以上，各周期成交价格基本稳定在354.5元/兆瓦时左右；2023年组织了年度车联网用户与新能源发电企业双边协商交易，共成交电量约11亿千瓦时，成交电价约340元/兆瓦时；2023年组织了补充电采暖交易，共成交电量约11亿千瓦时，成交均价（价差）约-50元/兆瓦时，即发电侧结算价格约300元/兆瓦时。
2023年陕西省绿电交易电量总计20亿千瓦时以上，年度交易电量占比约50%，各月度交易电量逐月增加，交易电价呈波动上升趋势，全年绿电交易加权均价约为427元/兆瓦时，较陕西省燃煤标杆电价上涨约20%。
蒙西
蒙西电力市场以“中长期为主，现货为补充”的交易形式开展。2023年1-12月，内蒙古电力多边交易市场累计成交电量2645.48亿千瓦时，平均交易价格323.9元/兆瓦时，同比下降41.2元/兆瓦时。其中，风电592.94亿千瓦时，平均交易价格183.57元/兆瓦时；光伏184.29亿千瓦时，平均交易价格216.94元/兆瓦时。
新能源结算价格方面，市场风电结算均价同2023年基本持平，在180元/兆瓦时左右，交易电量显著提升，同比上升43.6%。
市场光伏结算均价较2023年有10元/兆瓦时左右的提升，主要由平价光伏项目装机占比快速提升、平价项目交易价格相对较高抬升整体结算均价所致，交易电量同比提升52.6%。
华北区域
2023年山西在册省调火电水电企业数量基本不变，新能源企业数量继续增长，光伏企业数量相比2023年增加了30%，风电企业增加了6%。
2023年现货整体电价趋势一季度出清电价最高，二季度开始电价回落，三四季度均价与二季度基本持平，12月电价明显升高。与2023年相比，现货电价有所下降，仅在2-5月和12月超过去年同期。参与现货的风电和光伏结算均价1-6月相比去年同期有明显提高，而下半年不如去年同期。12月在现货出清均价明显上扬的情况下，新能源结算均价相比新能源大发的11月并没有明显提高。
新能源省间现货结算价格走势与新能源当月上网电量和省间现货结算电量呈现明显的反向关系。夏季省间现货结算价格明显高于冬季，结算电量小于冬季。通过比较各类型机组省间现货结算价格和该类型机组总体结算价格，可以发现去年第四季度在新能源大发的情况下，大量电量涌入省间现货市场导致省间与省内现货价格倒挂。
2023年山东累计完成外省购入电量1474.32亿千瓦时，同比增长9.66%。
2023年山东省内现货市场出清电量2999亿千瓦时，日前出清均价348.92元/兆瓦时，实时出清均价351.92元/兆瓦时；省内中长期合约电量2233.64亿千瓦时，合约均价371.05元/兆瓦时，其中交易规模以年度、月度双边协商和集中竞价为主，占比93.77%，均价374.07元/兆瓦时。
2023年山东绿电交易电量15.46亿千瓦时，绿色环境权益溢价约20元/兆瓦时；总交易规模占新能源优先发电量0.3%。总体来看，市场绿电/绿证供应充足，需求不足，绿色属性溢价有大幅下行空间。
2023年风电分为参与中长期交易（主动入市）和未参与中长期交易（被动入市）两种交易方式，其中主动入市上网电量52.56亿千瓦时（占比11.69%），结算均价349.69元/兆瓦时，被动入市电量397.24亿千瓦时，结算均价351.93元/兆瓦时；光伏全部采取被动入市方式，上网电量144.51亿千瓦时，结算均价349.64元/兆瓦时。
冀北地区新能源市场化交易仍以绿电为主，价格在409-446元/兆瓦时之间。年度绿电双边交易电量占全部市场化电量比例很大。非市场化交易电量按保障性收购价格372元/兆瓦时结算。
张家口地区风电清洁供暖挂牌交易电价为100元/兆瓦时，仅在1-4月和11-12月开展，交易规模在4亿千瓦时左右。
河北南网市场交易价格较为稳定。月度集中竞价和月内周交易整体均价在483-386元/兆瓦时之间，较年度交易均价的437元/兆瓦时上下浮动40元。
2023年河北南网进行了两次现货结算试运行，并配套开展了日滚动交易。下图为2023年11月24-30日现货结算试运行期间分时段现货均价，与中长期峰平谷限价有比较明显的偏离。虽然河北南网新能源按比例入市，且鼓励高比例中长期签约，但新能源在现货市场依然面临比较确定的电价下行风险。
东北区域
辽宁省内交易电量1165.35亿千瓦时。其中，直接交易1085.77亿千瓦时，代理购电交易21.91亿千瓦时，绿色电力交易45.67亿千瓦时（含省间 0.6 亿千瓦时），电供暖交易12亿千瓦时。
省间交易电量640.91亿千瓦时，落地均价423.66元/兆瓦时。其中，蒙东 548.3 亿千瓦时（含分部直调火电），吉林 23 亿千瓦时，黑龙江 21 亿千瓦时，俄电16.61亿千瓦时，分部水电 32 亿千瓦时（不含打水电量28.61 亿千瓦时）。
跨区外送交易出清电量120.13 亿千瓦时。其中，送山东 87.676 亿千瓦时，送江苏 19.08 亿千瓦时，送湖南9.06亿千瓦时，送四川 2.25 亿千瓦时，送重庆0.29 亿千瓦时，送吉林1.54亿千瓦时，送青海 0.17 亿千瓦时，送西藏0.033 亿千瓦时。
累计全口径购电结算电量2440.25 亿千瓦时，同比增长 5.52%。其中，省内电量 1763.80 亿千瓦时，同比增长7.64%，省间联络线电量 676.45 亿千瓦时，同比增长0.36%。
黑龙江省内市场化交易电量576.23亿千瓦时。其中，电力直接交易累计成交电量350.84亿千瓦时，成交均价420.74元/兆瓦时。电网代理购电交易累计成交电量224.22亿千瓦时，成交均价420.74元/兆瓦时。绿电交易累计成交电量1.17亿千瓦时。
跨省跨区外送交易电量154.38亿千瓦时。其中，送华北交易电量22.26亿千瓦时，送山东交易电量66.83亿千瓦时，送上海交易电量14.98亿千瓦时，送青海交易电量10.08亿千瓦时，送西藏交易电量3.78亿千瓦时，送上海交易电量14.98亿千瓦时，送江苏交易电量3.09亿千瓦时，送四川交易电量1.61亿千瓦时，送重庆交易电量0.38亿千瓦时，送辽宁交易电量25.50亿千瓦时。
特别