观察 | 浙江电力现货市场速览

图1-2：2025年1月至9月浙江省装机情况及占比

截至2025年9月底，浙江全省全口径电厂装机容量已达16906.47万千瓦，光伏装机增速明显。其中，火电7510.07万千瓦，占比约为44%；新能源机组装机容量已超55%，光伏6105.59万千瓦，占比约为36%；水电1718.74万千瓦，占比约为10%；核电920.40万千瓦，占比约为5%；风电650.34万千瓦，占比约为4%。

图3-4：截至2025年9月底浙江省各地市统调装机容量情况

截至2025年9月底，浙江省统调电厂数量168个，装机容量9925.18万千瓦，且呈现沿海地市装机容量多于内陆地市的现状。具体来看，杭州661.14万千瓦，占比 6.68%；湖州853.48 万千瓦，占比8.63%；嘉兴1430.46万千瓦，占比14.46%；金华434.39万千瓦，占比4.39%；丽水336.63万千瓦，占比3.40%；宁波2149.03万千瓦，占比 21.72%；衢州295.10万千瓦，占比2.98%；绍兴184.60万千瓦，占比1.87%；台州1436.09万千瓦，占比14.51%；温州1320.74万千瓦，占比13.35%；舟山793.51万千瓦，占比8.02%。

• 用电情况

图5：2025年1月至9月浙江省用电情况

2025年1月至9月，浙江省全社会用电量5456.11亿千瓦时， 同比增长6.67%。其中，第一产业用电量31.87亿千瓦时， 同比增长10.91%；第二产业用电量3522.23亿千瓦时，同比增长5.58%；第三产业用电量1016.03亿千瓦时，同比增长9.69%；城乡居民用电量885.98亿千瓦时，同比增加7.52%。

• 发电情况

图6-7：2025年1月至9月浙江省发电情况及占比

浙江省发电出力结构以火电为主力，光伏发电量随装机容量增长呈现增长态势。2025年1至9月，浙江省全口径电厂发电量4058.28亿千瓦时；其中：火电2684.02亿千瓦时，占比66.14%；核电564.97亿千瓦时，占比13.48%；光伏505.44亿千瓦时，占比12.45%；水电204.83亿千瓦时，占比5.05%；风电116.84亿千瓦时，占比2.88%。除本省发电以外，外来电依旧是浙江电力供应重要支撑，1-9 月，浙江省外来电总量1742.15亿千瓦时，占全省用电总量的31.9%。

2. 中长期价格

图8：中长期交易成交量价情况

2025年浙江年度交易市场成交均价为412.39元/MWh，月度成交均价自1月以来持续走低，至8月达到年内低点349.71元/MWh，9-10月随现货价格走高略有反弹。成交量方面，受4月30日发布的《浙江电力市场公告〔2025〕第 1 号》（以下简称《1号公告》）政策指导影响，叠加开放旬度交易，6月起月度交易电量（不含能量块交易）成交量激增，至8月成交量已突破2000万MWh。

图9：现货市场出清量价情况

现货出清电量来看，1-2月受春节假期期间企业生产活动减少影响，出清电量处于较低水平；进入3月后，随着企业陆续复工复产，生产节奏逐步恢复，出清电量随之回升并形成阶段性小高峰；6-8月期间，社会用电负荷持续走高，出清电量呈现持续增长态势； 9-10月，受气温走低影响，降温设备使用频次显著降低，用电需求相应减少。

现货电价角度分析，上半年现货整体电价整体呈窄幅波动下跌趋势，1-4月现货整体价格在300元/MWh区间波动，受火电成本下降趋势影响，至6月下跌至年内价格低点239.97元/MWh；7-10月期间，受持续高温负荷持续上升、高负荷下电网阻塞、机组线路检修、燃煤价格回升等多因素综合影响，现货价格从7月的248.68元/MWh一路攀升至10月的485.36元/MWh，呈现单边上涨行情。

• 现货市场分时价格情况

现货分时维度来看，今年以来浙江大多数月份现货价格呈现白天时段下凹的“扁盆型”曲线特征，即从时段分布来看，价格高点多出现在傍晚至晚间、凌晨至早峰两个时段，其中，晚峰时段价格上抬幅度更为明显，而早峰时段相对白天谷段价格上抬幅度相对较低，白天谷段则整体呈现波动特性。日前、实时价格对比来看，各月的实时价格波动普遍高于日前价格；日前-实时价差而言，夜间凌晨整体价差幅度偏小，日间及晚高峰价差偏离幅度较大，6月、10月分别出现了日前-实时价差近乎全时段正向价差、负向价差的单向偏离行情。

中长期交易作为电力市场交易的压舱石，在匹配发用两侧预期、平缓市场价格波动方面起着关键的作用。年初发布的《运行方案》，浙江针对售电侧中长期交易，设置了55%的年度签约比例下限，以及90%-110%的中长期签约比例限制，并分别以“年度交易均价-月度交易均价”，“中长期交易加权均价-日前市场统一结算点加权均价”作为回收基数进行1.05倍获利回收（其中以倍数1向发电侧返还，以倍数0.05向售电侧返还）。1-4月，现货价格持续低于中长期价格，回收基数持续放大，叠加市场中长期成交总量不足，售电侧主体面临年度、中长期双重回收压力。市场主管部门基于上述市场实际，多次调整中长期约束与考核回收规则，并于4月30日发布的《1号公告》中，明确以“中长期偏差考核同侧返还+中长期曲线偏差损益调节”替代原有考核机制。

该机制下，因中长期偏差考核回收费用调整为同侧返还，售电公司的中长期仓位比例选择转变为售电公司间的内部博弈；而通过中长期曲线偏差损益调节机制，将售电侧整体购电成本与零售侧售电收入进行拉齐，叠加浙江省零售套餐执行封顶上浮比例限制，售电侧整体利润空间就此被完全锁定。

2. 中长期电量供给及售电侧收益影响

表1：2-9月售电侧中长期考核、返还及损益调节费用（正数费用代表售电侧成本增加）

我们罗列了2025年2-9月的售电侧中长期考核及中长期曲线偏差损益调节机制相关费用（剔除临时调整结算规则的1月数据），可以看到规则调整前，售电侧整体面临因中长期电量供给不足而导致的超额获利回收问题，这也是大部分公司1-3月亏损的主要原因；规则调整后，虽然市场中长期电量能够足额供给，且考核回收进行同侧返还，但新增加的中长期曲线偏差损益调节机制结算差额部分费用，基本与考核返还费用持平。换言之，中长期约束规则调整对于售电侧整体利润几乎没有正向作用，售电公司在规则约束下通过微观交易行为进行总体利润的存量博弈，1-9月浙江售电公司整体及度电利润如表2，自5月份现行结算规则实施以来，售电公司平均利润稳定在2元/MW时左右，前三季度平均则为1.71元/MW时。

表2：1-9月售电侧整体利润情况