观察 | 吉林电力现货市场速览

图1：2024年1月至2025年8月吉林省装机情况

图2：2024年1月至2025年8月吉林省发电情况

吉林省发电结构以火电为主力。风电出力特性受气象因素驱动，存在显著的季节波动，表现为明显的大小风季；而光伏发电量则随装机容量增长呈现稳步上升趋势。2025年8月，吉林省全口径发电量完成近100亿千瓦时。其中：火电机组（含燃煤、燃气、余热、垃圾、农林生物质）当月发电量约63.3亿千瓦时，占比63.5%；风电当月发电量约17.8亿千瓦时，占比17.8%；光伏当月发电量约8.9亿千瓦时，占比8.9%；水电机组当月发电量约9.5亿千瓦时，占比9.5%。

图3：2024年1月至2025年8月吉林省全社会用电量

截至9月份，全省用电量同比去年明显增长，城乡居民生活用电出现下降，居民用电下降可能受消费结构、用电习惯等因素影响。吉林省全社会用电量完成75.47亿千瓦时，同比增长14.91%，第一产业用电量完成2.04亿千瓦时，同比增长19.2%；第二产业用电量完成40.93亿千瓦时，同比增长18.41%；第三产业用电量完成19.74亿千瓦时，同比增长14.56%；城乡居民生活用电量完成12.75万千瓦时，同比下降4.84%。

图4：2025年9月日前与实时边界条件

吉林省9月电力负荷呈现逐步下行趋势。具体而言，全月实时负荷平均值为9869兆瓦，从上旬的10079兆瓦滑落至中旬的9868兆瓦，并最终在下旬降至9662兆瓦的月内低点。这一稳步下降的曲线，是部分高耗能产业阶段性停产带来的“结构性减载” 与 “气温转凉引致的自然性需求回落” 共同叠加作用的结果。

其次，吉林省新能源装机占比已近一半，这一结构性变化是导致其电力现货市场价格显著波动的深层原因。其影响并非直接产生，而是通过新能源“靠天吃饭” 的发电特性，即显著的季节性、间歇性与随机性，传导至市场价格机制中的。具体而言，在风、光资源充沛的时段，大量近乎零边际成本的新能源电力优先并入电网，会大幅拉低市场的出清价格，甚至出现零价；反之，在无风无光的夜间或静稳天气下，新能源出力骤降，电力供应缺口必须由传统的燃煤机组等来填补，这些机组的发电成本更高，从而会急剧推高现货市场的出清价格。这种由自然条件剧变导致的供应端大幅波动，使得吉林电力现货市场的价格呈现出比其他以火电为主的省份更为剧烈的峰谷差价与时空差异。因此，结合上图，新能源总出力上升时，现货市场日前竞价空间与日前价格都呈现下降趋势，并且在量价特征上，竞价空间在当月出现低谷或尖峰时，日前价格也对应出现当月极值。

图5：2025年9月吉林省滚动撮合成交情况

9月吉林省内日滚动撮合交易成交近9亿千瓦时，约占省内市场化成交电量的41%，成交均价为310.05元/兆瓦时；可以观察到省内日滚动的市场成交均价与其现货出清价格存在比较明显的差异，除了5-8号外，省内日滚动的成交均价比现货出清均价高。同时，由于市场刚开展，市场交易成员对数据的掌握与分析相对滞后与粗糙、交易窗口内流动性较低、吉林历史出清价格的范围较为固定等原因，市场成员对于现货价格的预期不容易发生波动，因此日滚动窗口价格波动存在比较明显的周期性，价格的延续性比较高。但吉林市场当前现货价格的波动很大一部分源自于风电的出力波动，而风电出力本身波动情况较明显，因此现货价格的波动相对较大。

图6：2025年9月吉林省分时现货趋势

2025年9月，全月实时均价（原始）为328.89元/兆瓦时，限价后为317.12元/兆瓦时，日前均价（原始）为313.64元/兆瓦时，限价后为300.54元/兆瓦时。分日现货价格均价波动剧烈，9月日前市场触发5天限价，实时市场触发4天限价。价格最高值出现在10日，实时价格（原始）达到731.19元/兆瓦时，日前价格（原始）达到697.80元/兆瓦时；最低值出现在14日，实时价格仅10.44元/兆瓦时，日前价格为0元/兆瓦时。（限价是指当电力现货市场全天统一结算点加权均价高于燃煤基准电价的1.5倍时，将市场各时段节点电价等比例缩小至全天统一结算点加权均价为1.5倍燃煤基准电价后开展现货市场结算）

全月分时现货价格呈现典型的“双驼峰”曲线，早高峰时段为5:15-8:00，晚高峰时段为16:15-21:00。凌晨00:15至5:00，日前均价基本维持在250–300元/MWh的中低水平；上午9:00至12:00，价格降至最低，在150–250元/兆瓦时区间内；下午16:15至18:00，电价逐步推升至高峰，达500元/兆瓦时以上。整体来看，分时电价从夜间低谷逐步上升到达早高峰后逐步回落，后在傍晚达到晚高峰，在夜间快速回落。

图7：2025年9月吉林省现货价格分布

上图为2025年9月全月现货价格在96点的分布特征。全月分时维度下，价格基本集中在零价、200-900元/兆瓦时区间内。受火电报价影响，价格分布在100-200元/兆瓦时区间的比例较低。整体来看，9月吉林的现货大致分为两种类型，一是全天极端低价，以3、11、14、23、24为例，全天均价不超过100元/兆瓦时，造成该种现象的主要原因是9月起吉林省风速逐步上升，结合省内风电装机占比较大，现货价格更容易受到风电出力的影响。同时，下旬低价出现频次增加，主要由火电报价行为和负荷降低双重作用导致；二是由风电出力骤减引发的全天性极端高价。以第4、10、12、13、18日为例，这些日期因风速持续偏低，风电出力显著下降，导致需要更多燃煤机组支撑市场的电力供应。由于火电的发电边际成本远高于风电，火电在较高负载率出力的情况下，直接推高了市场的边际出清价格，致使当日均价普遍高于400元/兆瓦时。

此外，9月分时日前价格中，零价占比37%，实时零价占比38%，日前与实时同时为零价的占比为29%。主要与风电的发电特性相关，当市场日前风电出力处在较高水平时，实时风电表现普遍会更高，这就导致实时价格出现零价的比例高于日前。

同时，观察日前价格在96个时段的分布密度图（上图上部分的图表），可以发现，除了明显的零价线外，从0点一直到大约15点之间，价格分布的情况波动较小，然而15点之后，价格波动情况逐渐增大，尤其在晚高峰时段。同时，9月份吉林市场的零价更容易出现在凌晨时段（23点-5点）。