2025年8月8日，浙江省全國電力現(xiàn)貨市場“正式運行”，成為繼山西、廣東、山東、甘肅、蒙西、湖北之后的第七個省份，其電力市場化改革邁入新階段。
作為全國首批電力現(xiàn)貨市場建設試點地區(qū)，浙江省自 2017 年入選以來，便以系統(tǒng)性探索筑牢市場根基，通過多輪結算試運行的實踐打磨，市場環(huán)境持續(xù)優(yōu)化、參與主體規(guī)模穩(wěn)步擴大、規(guī)范化運營水平不斷提升，同時規(guī)則體系逐步健全、技術支持系統(tǒng)日趨完善，為后續(xù)市場推進奠定了堅實基礎。
進入關鍵推進階段，2024 年5月浙江電力現(xiàn)貨市場啟動長周期連續(xù)結算試運行;2025年1月1日起，新能源正式納入現(xiàn)貨市場出清結算體系。截至目前，該市場已實現(xiàn)連續(xù)運行超一年，期間成功經受梅汛期、迎峰度夏(冬)、重要節(jié)假日及重大活動等多場景的運行考驗，整體運行平穩(wěn)有序。
浙江省政策分析
(一)參與主體
(1)發(fā)電側
統(tǒng)調煤電，非統(tǒng)調煤電，統(tǒng)調水電、抽蓄，統(tǒng)調風電、統(tǒng)調光伏10%電量參與現(xiàn)貨市場交易。
(2)用戶側：
全省工商業(yè)用戶全部參與市場化交易，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)購電)和參與電力零售交易(直接向售電公司購電)。所有工商業(yè)用戶均可參與電力零售交易，35千伏及以上用戶可選擇參與電力批發(fā)交易。
(二)申報方式
新能源場站報量報價、現(xiàn)階段采取“發(fā)電側報量報價、用戶側報量不報價”的模式組織日前電能量市場交易;電能申報采用10段式。
(三)價格限制
申報價格：-200-800元/兆瓦時
結算價格：-200-1200元/兆瓦時
暫以現(xiàn)貨市場發(fā)電側月度平均電能量價格(含現(xiàn)貨日前和實時市場電能量電費、政府授權合約差價電費，不含市場化合約差價電費)作為二級限價監(jiān)測值。觸發(fā)二級限價時，同比例調整全月的日前市場和實時市場出清價格，直至監(jiān)測值不高于二級價格觸發(fā)值。
(四)結算模式
以30min為維度進行結算，雙偏差結算機制。日前市場按照日前出清價格進行全電量結算。實時市場按照實時市場出清價格，對實際上網電量(實際用電量)與日前市場交易結果的差值做偏差結算，偏差結算價格為實時市場出清價格。中長期市場對政府授權合約電量按照政府授權合約價格和日前市場出清價格的差值作差價結算，合約交割點為統(tǒng)一結算點。政府授權合約電量按照各時段實際上網電量和實時出清電量兩者較小值的90%確定。
市場情況
(一)裝機情況分析
截至2025年6月30日，浙江省內電源裝機達到1.65億千瓦，其中可再生能源裝機8567萬千瓦，占電源總裝機比超過50%;光伏發(fā)電裝機5947萬千瓦，超過煤電成為浙江第一大電源。
浙江電網統(tǒng)調裝機容量8047.552萬千瓦，同比增長11.15%。其中，火電裝機容量6244.5萬千瓦，占比77.6%;水電裝機容量180.3萬千瓦，占比2.24%;核電裝機容量285萬千瓦，占比3.54%;光伏裝機容量734萬千瓦，占比9.12%;風電裝機容量527.7萬千瓦，占比6.55%;儲能裝機容量68.052萬千瓦，占比0.84%;抽水蓄能電站裝機8萬千瓦，占比0.09%。
(二)歷史電價情況分析
1、浙江省現(xiàn)貨價格分析
從月角度，浙江省現(xiàn)貨價格在不同月份受供需結構的變化波動較大，25年1-7月實際日前電價分別為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，實際實時電價分別為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)貨均價整體高于其余月份，4月-7月的現(xiàn)貨均價逐步走低，分析原因可以發(fā)現(xiàn)，2、3月份，浙江省大型工廠、民營企業(yè)陸續(xù)恢復生產，全省用電需求持續(xù)回升，同時，該階段新能源出力較小，需要依靠外來電應對全省用電需求，進一步導致了現(xiàn)貨價格高于其他月份。
從分時角度看，1-7月現(xiàn)貨均價在150-400元/MWh之間，日前均價和實時均價呈現(xiàn)早晚高、午間低的價格走勢。并且實時價格大多數時段與日前貼合，早晚高峰價差相對較低，價差圍繞零小幅波動。午間時段，隨著新能源光伏大發(fā)，新能源出力平均可達到4000MW以上，同時午間負荷走低，導致現(xiàn)貨價格波動加大，拉大日前和實時價差空間。
96點現(xiàn)貨均價
2、浙江省新能源結算均價分析
浙江省新能源參與現(xiàn)貨交易的結算價格波動較為頻繁。在電力供需寬松時期，如春節(jié)假期等用電低谷時段，新能源出力激增，而用電負荷下降，導致電力供大于求，現(xiàn)貨市場價格可能出現(xiàn)大幅下跌，甚至出現(xiàn)負電價。例如，2025年1月27日，浙江出現(xiàn)了現(xiàn)貨全天負電價的情況。而在夏季用電高峰、冬季取暖高峰等電力供需緊張時期，現(xiàn)貨市場價格會顯著上升。這種價格波動一方面反映了電力市場供需關系的變化，另一方面也對新能源發(fā)電企業(yè)的收益產生較大影響。
光伏和風電不同新能源類型在參與現(xiàn)貨交易結算時存在一定差異。從25年1月-6月來看，月度結算均價整體低于燃煤基準價415.3元/MWh，除1月份外，光伏月度結算均價整體低于風電月度結算均價。由于光伏出力特性，在白天光照充足時發(fā)電量大，而此時往往用電負荷相對較低，現(xiàn)貨價格在一天中也相對較低，若電力供應過剩，容易導致光伏結算價格受到較大影響。特別是在中午光伏出力高峰時段，可能與實時負電價時段重疊，出現(xiàn)“量價不匹配”的情況。相比之下，風電出力受風速等自然因素影響，具有更強的隨機性，其發(fā)電時間分布相對更為分散。在某些時段，風電可能在電力需求增長時恰好能夠提供電力，從而在結算價格上可能具有一定優(yōu)勢。
總結
綜合來看，浙江省新能源參與電力現(xiàn)貨市場既呈現(xiàn)出鮮明的自身特色，也面臨著獨特的挑戰(zhàn)。從裝機結構看，30%以上的光伏占比與逐步擴大的風電規(guī)模，結合眾多分布式光伏項目在工業(yè)園區(qū)、居民屋頂等廣泛布局，與集中式光伏電站持續(xù)建設的特點，決定了其在現(xiàn)貨交易中的差異化表現(xiàn)，也對市場適配性提出了針對性要求;雙偏差市場下的結算規(guī)則，新能源結算包含日前電費、實時電費和政府授權合約電費以及新能源偏差收益回收，其中，政府授權合約電量按照實際上網電量和實時出清電量兩者較小值的90%確定，10%的電量按照現(xiàn)貨價格結算，這為新能源企業(yè)劃定了收益獲取的關鍵路徑，能否穩(wěn)定拿到足額基數電量成為影響收益的核心因素。因此，保證政府授權合約電量能夠按照實際上網電量的90%確定，就可以拿到更多的基數電量并按照燃煤基準價415.3元/MWh結算。
與此同時，浙江省電力現(xiàn)貨市場價格波動頻繁且幅度較大，給新能源企業(yè)帶來了較高的價格波動風險。在電力供需關系快速變化時，價格可能在短時間內從高位跌至低位甚至出現(xiàn)負電價，新能源企業(yè)難以準確預測價格走勢，在制定交易策略時面臨困境。若按照較高價格預期申報電量，但市場價格下跌，企業(yè)可能面臨收益減少;反之，若過于保守申報，在價格上漲時又無法充分獲取收益。這種價格波動風險不僅影響新能源企業(yè)的短期收益，還可能對企業(yè)長期投資決策和發(fā)展規(guī)劃產生不利影響。
基于浙江省新能源參與市場化交易面臨的電價預測和策略制定難題，國能日新以“AI+電力交易”為核心，基于自研「曠冥」AI氣象大模型，對浙江地理氣候做本地化優(yōu)化，通過同化省內新能源場站實測、省級氣象站及高分辨率衛(wèi)星數據，精準捕捉沿海臺風、山區(qū)地形風場、平原光伏輻照度等要素變化，實現(xiàn)氣象預測到發(fā)電出力預測的轉化。同時嵌入AI風險對沖模塊，模擬波動場景平衡收益與風險，輔助新能源精準預測市場趨勢，提供以收益最大化為目標的交易策略，助力浙江新能源破解交易難題，支撐當地新型電力系統(tǒng)建設。
（來源：國能日新）
