此前，光伏們发布了《光伏结算均价0.19~0.43元/kWh，12省市2024年新能源电力交易价格梳理》，涉及西北、东北、华北三大区域，本篇为华中、华东、南方、蒙西和西南区域，具体包括河南、湖北、湖南、江苏、安徽、浙江、广东、广西、云南、蒙西、四川。

　　河南省新能源暂不参与省内中长期交易，非现货期间由政府授权合约全量保障收购。2024年开展1次现货结算试运行（2024年5月15日-6月14日），现货期间，集中式新能源10%上网电量参与现货市场结算。现货试运行期间，发电侧日前、实时市场电价采用分区电价（分豫北、豫西、 豫中东、豫南四个价区），用户侧日前、实时市场电价采用全网发电侧加权平均电价结算。

　　整体来看，本次现货试运行期间发电侧日前、实时市场均呈现出峰谷明显的价格趋势，午间时段价格最低，晨间6-7点为小高峰，晚间达到价格峰值。全网日前市场算数均价为208.89元/兆瓦时，全网实时市场算数均价为288.09元/兆瓦时。四个分区电价中，豫北区域各时点的日前、实时现货均价最低，日前算数均价为164.10元/兆瓦时，实时算数均价为245.70元/兆瓦时。湖北

　　2024年1-3月，湖北电力现货市场未开展，湖北省新能源不参与常规中长期交易（除绿电外），新能源全部上网电量按照优先上网电量（416.1元/兆瓦时）结算。1月，湖北地区可再生能源消纳总量87.71亿千瓦时，同比增长48.05%。2月，湖北地区可再生能源消纳总量78.08亿千瓦时，同比增长54.95%。3月，湖北地区可再生能源消纳总量92.45亿千瓦时，同比增长53.57%。

　　湖北4月16日电力现货市场开展后，新能源部分上网电量按照优先上网电量结算，视作保障性收购电量。2024年4-12月结算均价332.22元/兆瓦时。

　　湖北省2024年常态化开展绿证交易，继续全面放开跨省跨区绿电交易，按中长期交易分时段带曲线.59元/兆瓦时。

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　　2024年第一季度湖北省未开展现货市场交易，自第二季度开展现货后，新能源结算上网电量382.51亿千瓦时，结算均价386.60元/兆瓦时。

　　2024年1-12月湖南电力市场化交易合计交易电量876.46亿千瓦时，交易平均价差上浮17.69元/兆瓦时。其中新能源交易合同电量236.07亿千瓦时，平均交易价差下浮1.64元/兆瓦时；外购电中进入市场电量218.6亿千瓦时，平均交易价差上浮15.18元/兆瓦时。

　　江苏平价新能源只能参与绿电交易，带补贴项目主动承诺放弃绿电交易电量补贴后可参与绿电交易。分散式风电、分布式光伏需具备绿证核发条件并申请成功后，可参加月内绿电交易。江苏省优先发电价格为燃煤基准价391元/兆瓦时。江苏省新能源场站绿电交易以外的电量以煤电基准价执行全额保障性收购。2024年江苏绿电结算均价426.19元/兆瓦时，绿色环境权益均价24.92元/兆瓦时。

　　安徽2024年新能源总计结算电量412.62亿千瓦时，结算均价392.35元/兆瓦时。其中保障性电量315.20亿千瓦时，结算均价384.49元/兆瓦时；绿电结算电量97.43亿千瓦时，结算均价434.64元/兆瓦时。

　　2024年，浙江电力交易中心配合北京电力交易中心组织绿电交易25场，成交电量合计113.59亿千瓦时。2024年2-11月浙江省结算绿电约91亿千瓦时，均价457.49元/兆瓦时，分月情况如下。

　　2024年广东月度中长期电量共936.15亿千瓦时，交易均价418.04元/兆瓦时，其中广东月度双边协商成交电量共841.85亿千瓦时，成交均价为419.22元/兆瓦时；月度集中竞争成交电量为94.3亿千瓦时，成交均价为413.98元/兆瓦时。

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　　2024年广东月度绿电交易成交电量共20.94亿千瓦时，环境价值成交均价8.70元/兆瓦时。

　　2024年广东发电侧日前均价为344元/兆瓦时，实时均价为333.37元/兆瓦时。

　　广西2024年累计直接交易成交电量1102.48亿千瓦时，平均成交价格444.85元/兆瓦时，较燃煤基准上网电价上涨24.15元/兆瓦时，其中绿色电力共成交87.89亿千瓦时，环境溢价均价为17.34元/兆瓦时。从10月开始交易价格开始极速降低，至12月平均成交价降至406.70元/兆瓦时，较燃煤基准上网电价下降14元/兆瓦时。

　　广西2024年在四个季度均开展了现货结算试运行，现货期间日前统一结算点算数平均价为262.05元/兆瓦时，较燃煤标杆电价降低158.65元/兆瓦时。

　　2024年1-12月，云南省内市场化交易电量共2101.67亿千瓦时，其中清洁能源交易成交电量为1664.71亿千瓦时，成交均价为231.76元/兆瓦时；绿电交易成交电量为16.63亿千瓦时，电能量价格成交均价228.93 元/兆瓦时，环境溢价成交均价21.92元/兆瓦时。

　　云南2024年四季度均开展了现货结算试运行，3月28-31日现货平均结算价格为301.91元/兆瓦时；6月6、7日及24-30日现货平均结算价格为245.59元/兆瓦时；8月22-31日发电侧日前平均电价为224.87元/兆瓦时，实时平均电价为284.84元/兆瓦时；11月整月发电侧日前平均电价为261.75元/兆瓦时，实时平均电价为267.62元/兆瓦时。

　　蒙西2024年电力多边交易区内交易电量2665.27亿千瓦时，平均成交价格291.18元/兆瓦时，新能源合约电量906.98亿千瓦时，平均交易价格221.26元/兆瓦时。其中风电合约电量651.38亿千瓦时，平均交易价格213元/兆瓦时；光伏合约电量220.25亿千瓦时，平均交易价格240.67元/兆瓦时。并将新能源交易品种全部视为绿电交易，设置环境价格，其中环境价值为30.8元/兆瓦时。

　　蒙西光伏装机占比较高，受供需条件影响，午间时段光伏集中出力下极易出现现货价格为0元/兆瓦时的极端情况；而其余非午间时段现货价格受市场垄断因素显著影响，在蒙西火电机组“抱团策略”下呈现出明显的高峰时段。2024年市场实时现货均价484.67元/兆瓦时，其中风电现货均价332.72元/兆瓦时，光伏现货均价289.52元/兆瓦时。

　　2024年四川省内市场化交易水电（风光）电量共计1259.16亿千瓦时，同比减少8.23%，其中常规直购1013.54亿千瓦时，弃水电量消纳108.22亿千瓦时，省内绿电57.60亿千瓦时，绿电均价337.95元/兆瓦时，留存电量79.80亿千瓦时。

　　四川2024年新能源暂不参与现货市场，2024年1-12月火电机组现货结算电量452.84亿千瓦时，结算均价为485.31元/兆瓦时。

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