市场情况 | 逼近800元/兆瓦时！四川11月现货价格高位运行，枯水期限价"锚"为何失灵？——市场力缓解机制失效

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现货价格 · 枯水期专题

一、价格全景：现货高位，逼近上限

图1｜四川实时现货价格曲线（11月1日全天96点、11月2日截至10:15共41点；虚线为现货/中长期/滚动撮合政策上限及年度均价参考）。11月2日上午价格中枢已整体上移，峰值逼近800元/兆瓦时上限。

📌 政策限价背景：现货上限800，中长期/滚动天花板更低

对照《四川2026年电力市场交易总体方案》的批发交易限价：

· 现货申报及出清限价：-50 ~ 800 元/兆瓦时——当前实时价格正逼近这一上限。

· 平水期（5月、11月）中长期交易上限：333.84 元/兆瓦时。

· 月内滚动撮合上限：481.44 元/兆瓦时 = 燃煤火电基准价 0.4012 元/千瓦时（401.2 元/兆瓦时）上浮 20%。

可见，中长期（333.84）与滚动撮合（481.44）的政策天花板均远低于现货实际运行区间，现货价格已独自运行在高位、且向上逼近 800 元/兆瓦时上限。

① 价格中枢全面位于数百元高位：实时价格从未跌破372.99元/兆瓦时；11-02上午最低价482.14元，几乎等于11-01的全天均值——即“最低价”已相当于前一日“均价”，价格水平整体上移。

② 峰值逼近上限：11-01峰值737.55、11-02峰值739.54，分别达到800元上限的约92%，确属“逼近上限”，且尚未触顶。

③ 高位并非个别跳点：11-01有13.5%的结算点价格>700元，晚高峰（17:00–23:00）均价581.58元；11-02上午更高达41.5%的结算点>700元。

④ 与中长期形成巨大价差：年度均价约280、滚动约326~343，而实时373~740，尖峰时段现货溢价超过中长期2倍，印证现货侧供需紧张。

*11-02实时数据截至10:15（未含午后及晚间高峰），该均值为更保守的“半天口径”，全天后大概率更高；月度成交均价字段为空，文中不予引用。

二、直接原因：外购通道与省内通道“双受限”

11月公布了615条机组、线路等检修数据，11月2号有155条检修数据，涉及省内输送和省外输送。其中，德宝直流（±500kV，德阳—宝鸡，2009年投运）是四川第一条±500kV直流输电线路，常年承担“枯水期将西北火电、风电外送四川”的使命，被业内称为四川电力保供的“生命线”。德宝直流正值检修窗口期，通道停运，西北电力无法经德宝直流入川。

与此同时，省内线路检修进一步影响川内电力输送通道的通过能力；德宝直流通道停运与省内线路检修叠加，在枯水期来水已现减退的背景下，省内电力供应的回旋空间被明显压缩。

三、深层原因：枯水期限价“锚”丢失，缓解机制无法执行

四川在枯水期常态化实施市场力缓解机制。规则明确：枯水期（1~4月、11~12月），所有类型发电主体均具有较强的市场力，因而常态化执行该机制，以合理申报价格对超限报价进行替换，起到“二级限价”作用。

图2｜市场力缓解机制触发条件：枯水期（1~4月、11~12月）常态化实施，用于压住价格上限。

机制的核心是“合理申报价格”。按规则，枯水期合理申报价格 = 年度中长期外购当月均价（即年度分月中长期外购均价）。换句话说，枯水期的价格“天花板”完全锚定在“年度外购均价”之上。

图3｜合理申报价格计算方式。枯水期取“中长期外购均价”；但规则中的特殊情形处理（“若无年度中长期外购当月均价”）仅覆盖丰水期，未涉及枯水期。

问题恰出在这里：年度外购被校核掉了。根据北京电力交易中心的年度中长期成交结果，11月四川省年度外购电量为0、无对应价格。于是，枯水期机制赖以计算的“年度中长期外购当月均价”失去了基准——

➜ 省内市场力缓解机制缺乏执行标准，在11月无法实施；

➜ 市场不执行市场力缓解机制、无二级限价，现货价格在 -50~800元/兆瓦时的区间内自由浮动，完全由供需与主体报价决定。

更值得注意的是，现有市场力缓解机制中并未提及“枯水期无年度中长期外购当月均价”的情形。规则里的特殊情形处理（“若无年度中长期外购当月均价，则……”）只针对丰水期给出了替代取值（取省间现货外购最高价），对枯水期这一空白情形未作任何安排——这正是当前机制在11月“空转”的漏洞所在。

四、风险研判：价格上涨风险升高

⚠ 需高度关注的风险

▪ 上涨趋势明确：枯水期来水减退、省内电量供应紧张，在缺乏二级限价约束下，市场价格存在持续上涨趋势。

▪ 市场力缓解机制失效：若经营主体乘机抬高报价，价格将进一步上涨，偏离合理成本区间。

▪ 市场价格倒挂风险：当前现货价格已逼近上限、且与中长期价格形成巨大价差，11月市场零售签约价268.8元/兆瓦时。