2025年8月8日，浙江省全國(guó)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)“正式運(yùn)行”，成為繼山西、廣東、山東、甘肅、蒙西、湖北之后的第七個(gè)省份，其電力市場(chǎng)化改革邁入新階段。

作為全國(guó)首批電力現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)試點(diǎn)地區(qū)，浙江省自 2017 年入選以來(lái)，便以系統(tǒng)性探索筑牢市場(chǎng)根基，通過(guò)多輪結(jié)算試運(yùn)行的實(shí)踐打磨，市場(chǎng)環(huán)境持續(xù)優(yōu)化、參與主體規(guī)模穩(wěn)步擴(kuò)大、規(guī)范化運(yùn)營(yíng)水平不斷提升，同時(shí)規(guī)則體系逐步健全、技術(shù)支持系統(tǒng)日趨完善，為后續(xù)市場(chǎng)推進(jìn)奠定了堅(jiān)實(shí)基礎(chǔ)。

進(jìn)入關(guān)鍵推進(jìn)階段，2024 年5月浙江電力現(xiàn)貨市場(chǎng)啟動(dòng)長(zhǎng)周期連續(xù)結(jié)算試運(yùn)行;2025年1月1日起，新能源正式納入現(xiàn)貨市場(chǎng)出清結(jié)算體系。截至目前，該市場(chǎng)已實(shí)現(xiàn)連續(xù)運(yùn)行超一年，期間成功經(jīng)受梅汛期、迎峰度夏(冬)、重要節(jié)假日及重大活動(dòng)等多場(chǎng)景的運(yùn)行考驗(yàn)，整體運(yùn)行平穩(wěn)有序。

浙江省政策分析

(一)參與主體

(1)發(fā)電側(cè)

統(tǒng)調(diào)煤電，非統(tǒng)調(diào)煤電，統(tǒng)調(diào)水電、抽蓄，統(tǒng)調(diào)風(fēng)電、統(tǒng)調(diào)光伏10%電量參與現(xiàn)貨市場(chǎng)交易。

(2)用戶(hù)側(cè)：

全省工商業(yè)用戶(hù)全部參與市場(chǎng)化交易，交易方式分為直接參與和間接參與，直接參與包括參與電力批發(fā)交易(直接向發(fā)電企業(yè)購(gòu)電)和參與電力零售交易(直接向售電公司購(gòu)電)。所有工商業(yè)用戶(hù)均可參與電力零售交易，35千伏及以上用戶(hù)可選擇參與電力批發(fā)交易。

(二)申報(bào)方式

新能源場(chǎng)站報(bào)量報(bào)價(jià)、現(xiàn)階段采取“發(fā)電側(cè)報(bào)量報(bào)價(jià)、用戶(hù)側(cè)報(bào)量不報(bào)價(jià)”的模式組織日前電能量市場(chǎng)交易;電能申報(bào)采用10段式。

(三)價(jià)格限制

申報(bào)價(jià)格：-200-800元/兆瓦時(shí)

結(jié)算價(jià)格：-200-1200元/兆瓦時(shí)

暫以現(xiàn)貨市場(chǎng)發(fā)電側(cè)月度平均電能量?jī)r(jià)格(含現(xiàn)貨日前和實(shí)時(shí)市場(chǎng)電能量電費(fèi)、政府授權(quán)合約差價(jià)電費(fèi)，不含市場(chǎng)化合約差價(jià)電費(fèi))作為二級(jí)限價(jià)監(jiān)測(cè)值。觸發(fā)二級(jí)限價(jià)時(shí)，同比例調(diào)整全月的日前市場(chǎng)和實(shí)時(shí)市場(chǎng)出清價(jià)格，直至監(jiān)測(cè)值不高于二級(jí)價(jià)格觸發(fā)值。

(四)結(jié)算模式

以30min為維度進(jìn)行結(jié)算，雙偏差結(jié)算機(jī)制。日前市場(chǎng)按照日前出清價(jià)格進(jìn)行全電量結(jié)算。實(shí)時(shí)市場(chǎng)按照實(shí)時(shí)市場(chǎng)出清價(jià)格，對(duì)實(shí)際上網(wǎng)電量(實(shí)際用電量)與日前市場(chǎng)交易結(jié)果的差值做偏差結(jié)算，偏差結(jié)算價(jià)格為實(shí)時(shí)市場(chǎng)出清價(jià)格。中長(zhǎng)期市場(chǎng)對(duì)政府授權(quán)合約電量按照政府授權(quán)合約價(jià)格和日前市場(chǎng)出清價(jià)格的差值作差價(jià)結(jié)算，合約交割點(diǎn)為統(tǒng)一結(jié)算點(diǎn)。政府授權(quán)合約電量按照各時(shí)段實(shí)際上網(wǎng)電量和實(shí)時(shí)出清電量?jī)烧咻^小值的90%確定。

市場(chǎng)情況

(一)裝機(jī)情況分析

截至2025年6月30日，浙江省內(nèi)電源裝機(jī)達(dá)到1.65億千瓦，其中可再生能源裝機(jī)8567萬(wàn)千瓦，占電源總裝機(jī)比超過(guò)50%;光伏發(fā)電裝機(jī)5947萬(wàn)千瓦，超過(guò)煤電成為浙江第一大電源。

浙江電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)裝機(jī)容量8047.552萬(wàn)千瓦，同比增長(zhǎng)11.15%。其中，火電裝機(jī)容量6244.5萬(wàn)千瓦，占比77.6%;水電裝機(jī)容量180.3萬(wàn)千瓦，占比2.24%;核電裝機(jī)容量285萬(wàn)千瓦，占比3.54%;光伏裝機(jī)容量734萬(wàn)千瓦，占比9.12%;風(fēng)電裝機(jī)容量527.7萬(wàn)千瓦，占比6.55%;儲(chǔ)能裝機(jī)容量68.052萬(wàn)千瓦，占比0.84%;抽水蓄能電站裝機(jī)8萬(wàn)千瓦，占比0.09%。

(二)歷史電價(jià)情況分析

1、浙江省現(xiàn)貨價(jià)格分析

從月角度，浙江省現(xiàn)貨價(jià)格在不同月份受供需結(jié)構(gòu)的變化波動(dòng)較大，25年1-7月實(shí)際日前電價(jià)分別為262.12元/MWh、325.36元/MWh、300.09元/MWh、290.17元/MWh、249.23元/MWh、238.26元/MWh、248.18元/MWh，實(shí)際實(shí)時(shí)電價(jià)分別為286.11元/MWh、340.54元/MWh、304.84元/MWh、247.48元/MWh、287.92元/MWh、192.59元/MWh、240.12元/MWh。

從下表可以看到2、3月份的現(xiàn)貨均價(jià)整體高于其余月份，4月-7月的現(xiàn)貨均價(jià)逐步走低，分析原因可以發(fā)現(xiàn)，2、3月份，浙江省大型工廠、民營(yíng)企業(yè)陸續(xù)恢復(fù)生產(chǎn)，全省用電需求持續(xù)回升，同時(shí)，該階段新能源出力較小，需要依靠外來(lái)電應(yīng)對(duì)全省用電需求，進(jìn)一步導(dǎo)致了現(xiàn)貨價(jià)格高于其他月份。

從分時(shí)角度看，1-7月現(xiàn)貨均價(jià)在150-400元/MWh之間，日前均價(jià)和實(shí)時(shí)均價(jià)呈現(xiàn)早晚高、午間低的價(jià)格走勢(shì)。并且實(shí)時(shí)價(jià)格大多數(shù)時(shí)段與日前貼合，早晚高峰價(jià)差相對(duì)較低，價(jià)差圍繞零小幅波動(dòng)。午間時(shí)段，隨著新能源光伏大發(fā)，新能源出力平均可達(dá)到4000MW以上，同時(shí)午間負(fù)荷走低，導(dǎo)致現(xiàn)貨價(jià)格波動(dòng)加大，拉大日前和實(shí)時(shí)價(jià)差空間。

96點(diǎn)現(xiàn)貨均價(jià)

2、浙江省新能源結(jié)算均價(jià)分析

浙江省新能源參與現(xiàn)貨交易的結(jié)算價(jià)格波動(dòng)較為頻繁。在電力供需寬松時(shí)期，如春節(jié)假期等用電低谷時(shí)段，新能源出力激增，而用電負(fù)荷下降，導(dǎo)致電力供大于求，現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格可能出現(xiàn)大幅下跌，甚至出現(xiàn)負(fù)電價(jià)。例如，2025年1月27日，浙江出現(xiàn)了現(xiàn)貨全天負(fù)電價(jià)的情況。而在夏季用電高峰、冬季取暖高峰等電力供需緊張時(shí)期，現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格會(huì)顯著上升。這種價(jià)格波動(dòng)一方面反映了電力市場(chǎng)供需關(guān)系的變化，另一方面也對(duì)新能源發(fā)電企業(yè)的收益產(chǎn)生較大影響。

光伏和風(fēng)電不同新能源類(lèi)型在參與現(xiàn)貨交易結(jié)算時(shí)存在一定差異。從25年1月-6月來(lái)看，月度結(jié)算均價(jià)整體低于燃煤基準(zhǔn)價(jià)415.3元/MWh，除1月份外，光伏月度結(jié)算均價(jià)整體低于風(fēng)電月度結(jié)算均價(jià)。由于光伏出力特性，在白天光照充足時(shí)發(fā)電量大，而此時(shí)往往用電負(fù)荷相對(duì)較低，現(xiàn)貨價(jià)格在一天中也相對(duì)較低，若電力供應(yīng)過(guò)剩，容易導(dǎo)致光伏結(jié)算價(jià)格受到較大影響。特別是在中午光伏出力高峰時(shí)段，可能與實(shí)時(shí)負(fù)電價(jià)時(shí)段重疊，出現(xiàn)“量?jī)r(jià)不匹配”的情況。相比之下，風(fēng)電出力受風(fēng)速等自然因素影響，具有更強(qiáng)的隨機(jī)性，其發(fā)電時(shí)間分布相對(duì)更為分散。在某些時(shí)段，風(fēng)電可能在電力需求增長(zhǎng)時(shí)恰好能夠提供電力，從而在結(jié)算價(jià)格上可能具有一定優(yōu)勢(shì)。

總結(jié)

綜合來(lái)看，浙江省新能源參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)既呈現(xiàn)出鮮明的自身特色，也面臨著獨(dú)特的挑戰(zhàn)。從裝機(jī)結(jié)構(gòu)看，30%以上的光伏占比與逐步擴(kuò)大的風(fēng)電規(guī)模，結(jié)合眾多分布式光伏項(xiàng)目在工業(yè)園區(qū)、居民屋頂?shù)葟V泛布局，與集中式光伏電站持續(xù)建設(shè)的特點(diǎn)，決定了其在現(xiàn)貨交易中的差異化表現(xiàn)，也對(duì)市場(chǎng)適配性提出了針對(duì)性要求;雙偏差市場(chǎng)下的結(jié)算規(guī)則，新能源結(jié)算包含日前電費(fèi)、實(shí)時(shí)電費(fèi)和政府授權(quán)合約電費(fèi)以及新能源偏差收益回收，其中，政府授權(quán)合約電量按照實(shí)際上網(wǎng)電量和實(shí)時(shí)出清電量?jī)烧咻^小值的90%確定，10%的電量按照現(xiàn)貨價(jià)格結(jié)算，這為新能源企業(yè)劃定了收益獲取的關(guān)鍵路徑，能否穩(wěn)定拿到足額基數(shù)電量成為影響收益的核心因素。因此，保證政府授權(quán)合約電量能夠按照實(shí)際上網(wǎng)電量的90%確定，就可以拿到更多的基數(shù)電量并按照燃煤基準(zhǔn)價(jià)415.3元/MWh結(jié)算。

與此同時(shí)，浙江省電力現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格波動(dòng)頻繁且幅度較大，給新能源企業(yè)帶來(lái)了較高的價(jià)格波動(dòng)風(fēng)險(xiǎn)。在電力供需關(guān)系快速變化時(shí)，價(jià)格可能在短時(shí)間內(nèi)從高位跌至低位甚至出現(xiàn)負(fù)電價(jià)，新能源企業(yè)難以準(zhǔn)確預(yù)測(cè)價(jià)格走勢(shì)，在制定交易策略時(shí)面臨困境。若按照較高價(jià)格預(yù)期申報(bào)電量，但市場(chǎng)價(jià)格下跌，企業(yè)可能面臨收益減少;反之，若過(guò)于保守申報(bào)，在價(jià)格上漲時(shí)又無(wú)法充分獲取收益。這種價(jià)格波動(dòng)風(fēng)險(xiǎn)不僅影響新能源企業(yè)的短期收益，還可能對(duì)企業(yè)長(zhǎng)期投資決策和發(fā)展規(guī)劃產(chǎn)生不利影響。

基于浙江省新能源參與市場(chǎng)化交易面臨的電價(jià)預(yù)測(cè)和策略制定難題，國(guó)能日新以“AI+電力交易”為核心，基于自研「曠冥」AI氣象大模型，對(duì)浙江地理氣候做本地化優(yōu)化，通過(guò)同化省內(nèi)新能源場(chǎng)站實(shí)測(cè)、省級(jí)氣象站及高分辨率衛(wèi)星數(shù)據(jù)，精準(zhǔn)捕捉沿海臺(tái)風(fēng)、山區(qū)地形風(fēng)場(chǎng)、平原光伏輻照度等要素變化，實(shí)現(xiàn)氣象預(yù)測(cè)到發(fā)電出力預(yù)測(cè)的轉(zhuǎn)化。同時(shí)嵌入AI風(fēng)險(xiǎn)對(duì)沖模塊，模擬波動(dòng)場(chǎng)景平衡收益與風(fēng)險(xiǎn)，輔助新能源精準(zhǔn)預(yù)測(cè)市場(chǎng)趨勢(shì)，提供以收益最大化為目標(biāo)的交易策略，助力浙江新能源破解交易難題，支撐當(dāng)?shù)匦滦碗娏ο到y(tǒng)建設(shè)。

（來(lái)源：國(guó)能日新）