浙江电力现货市场自2024年5月启动试运行，并于2025年8月7日转为正式运行。从2025年1月份连续结算运行至今，新能源发电侧虽迎来更广阔的市场空间，但受自身特性、市场机制及外部环境等影响，在交易过程中面临诸多痛点，如负电价频发导致收益严重受损、出力与电价错配加剧收益不确定性、小规模主体适配市场化交易能力不足等。本文将梳理2026年浙江电力市场运行方案变化，并回顾25年后半年市场运行情况，针对发电侧、售电侧面临的痛点问题提出解决方案。
Part.1 26年交易规则：
新规落地，发用两侧变化要点解读
（一）发电侧变化要点
（二）用电侧变化要点
（1）年度签约比例变化
2025年度签约比例下限70%；2026年度签约比例下限60%。
（2）新增中长期曲线偏差损益调节机制
当用电侧整体各时段合约电量超出或低于实时市场结算电量（全电量）的90%时，合约电量按照实时市场结算电量（全电量）的 90%结算。整体合约电量的结算价格取年度市场参考价和月度市场参考价的加权平均值（权重取 60%和30%）。
Part.2 市场供需格局：
装机结构多元化，外来电依赖性高
（一）装机结构
截至2025年9月底，全省全口径电厂装机容量16906.47万千瓦。其中水电1718.74万千瓦；火电7510.07万千瓦；核电920.40万千瓦；风电650.34万千瓦；光伏6105.59万千瓦。其中，统调电厂数量168个，装机容量9925.18万千瓦。水电1281.78万千瓦，占比12.91%；火电6444.86万千瓦，占比64.93%；核电920.40万千瓦，占比9.27%；风电527.68万千瓦，占比5.32%；光伏750.46万千瓦，占比7.56%。
（装机结构总览）
（二）发电情况
浙江省发电出力结构呈现以火电为主，核电次之，光伏发电量随装机容量增长呈现增长态势，同时浙江省电力缺口长期存在，外受电占比常年保持较高水平。
2025 年 1-9 月省统调电厂发电量2670.68 亿千瓦时，同比增长6.13%，平均利用小时3355.70 小时，外来电总量1742.15亿千瓦时，同比下降 1.13%。
（各类型发电量）
（三）用电情况
2025年1-9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%。全省统调用电量4412.83亿千瓦时，同比增长3.14%。
（各产业用电量）
Part.3 市场价格走势：
价格波动加剧，价差空间凸显
选取2025年6月至2025年10月的市场运行数据进行分析。6月至10月的日前出清均价分别为238.96元/MWh、250.15元/MWh、341.63元/MWh、399.20元/MWh、483.37元/MWh；实时出清均价分别为189.80元/MWh、244.23元/MWh、351.68元/MWh、448.65元/MWh、575.86元/MWh；平均价差分别为49.16元/MWh、5.92元/MWh、-10.05元/MWh、-49.45元/MWh、-92.49元/MWh。6、7月份日前出清均价较低，6至10月现货价格呈现逐步上升的态势。
6月整月的日前电价和实时电价整体趋势较为接近，均围绕中间价格区间-200元/MWh至500元/MWh波动，实时价格波动幅度更大，特别是在部分时段出现明显尖峰和陡降。价差显示大多数时间为正价差，说明实时电价通常低于日前电价，尤其在中旬和下旬某些天差值达到4毛以上。
7月电价整体以窄幅震荡为主：现货价格在200元/MWh-300元/MWh中间范围波动，其中，日前价格相对平稳，实时价格大多数时段与日前贴合，仅在月中和下旬出现几次价格尖峰。价差围绕0小幅波动，受价格突变影响，偶尔迅速放大到数百元的水平，体现出个别时段供需瞬时偏紧或偏松；整月价差空间较小。
8月日前出清电价整体走势较为平稳，实时出清电价波动较大，全月负电价出现较少，整体实时价格突变较多。8月整体价差较为平缓，自中旬起价差增大，下旬价差进一步缩小。从浙江省8月份供需情况来看，8月上中旬，台风“竹节草”过境后，浙江迎来连续高温，局部气温超 37℃，带动用电负荷快速攀升，实时电价呈现逐步上升的趋势，8月19日后，浙南和沿海地区雨水增多，高温逐步消退，个别天数虽为降雨天气，但高温持续，实际运行日并未如预期减少用电负荷。
受9月上旬持续高温影响，浙江用电负荷延续了此前的高位运行状态，从9月10日起全省高温全面消退，气温显著下降，用电需求随之逐步回落。19日后各地降水趋于频繁，19 - 25日浙南和沿海地区降水较多。30日受高空槽东移影响，全省雷阵雨天气较明显，部分地区还有短时暴雨和局部8 -10级雷雨大风。
相较8月份，9月份现货价格整体呈现上升态势，现货价格波动幅度较大，负价差出现频率较高，下旬价格波动加剧，出现 21-22日低价异常（实时均价低于300元）和23-25 日快速上涨。
10月份浙江电力现货月均价环比上涨，全月有28天价差均值为负价差，占比90.3%，较9月份（50%）显著提升，且负价差均值从-49.45元扩大至-92.49元，反映市场对能源供应紧张程度的预判严重滞后于实际情况。
综合分析市场供需情况，10月份浙江电力市场因文旅消费热潮用电需求保持较高水平，省间现货购电创纪录以保障供应；天气则呈现前期高温收尾、中后期多冷空气影响，气温逐步下降且晴雨相间的特征。从需求端看，文旅消费带动需求高涨，整体负荷保持高位。从供应端看，当月为应对持续的用电需求，省外购电力度持续加大，10月14日省间现货市场最大购入电力达999万千瓦，15日最大临时外购电电力再升至1056万千瓦。综合来看，用电负荷增高与省间大量购电叠加作用加剧电价上涨，而预期市场负荷较实际偏低和省内实际供电不足综合导致了负价差的出现。
Part.4 价差影响分析：
边界条件预测偏差对现货价差的解释效力
结合第三章对实际运行情况的分析，不难看出日前与实时市场的价差，本质是 “预测值与实际值偏差” 的价格体现。偏差越大，价差和套利空间就越大。利用相关分析研究价差（日前-实时）分别和竞价空间（日前-实时）,联络线（日前-实时）,统调负荷（日前-实时）,光伏出力（日前-实时）,风电出力（日前-实时）,新能源出力（日前-实时）之间的相关关系，使用Pearson相关系数去表示相关关系的强弱情况。具体分析结果如下图，可以看到相关系数分别为0.25、0.06、0.20、0.03、-0.05、-0.02。
当预测负荷/火电竞价空间/联络线预测偏高时，市场预判供需紧张，日前价格较高；若此时实际负荷/火电竞价空间/联络线低于预期，实时价格下降，形成正向价差。当预测负荷/火电竞价空间/联络线偏低时，市场预判供需宽松，日前价格较低，若此时实际负荷/火电竞价空间/联络线高于预期，实时价格上涨，形成负向价差。
价差（日前-实时）与新能源出力（日前-实时）呈现负相关关系。新能源预测偏高时，市场预判新能源出力充足，日前报价较低；若实际新能源出力不足，需火电补能，实时价格上涨，形成负价差。新能源预测偏低时，市场预判火电依赖度高，日前报价较高，若实际新能源大发，实时价格下降，形成正价差。
（ pearson相关热力图）
Part.5 算法提升价差预判能力
辅助新能源场站增收
在新能源市场化交易深入推进的背景下，现货市场已成为新能源场站（光伏、风电等）实现收益最大化的核心场景之一。而对现货价差的精准判断，直接决定场站在电力交易中的决策质量，其对增收的重要性体现在交易策略优化、风险对冲、资源利用率提升等多个关键维度，是新能源场站从“被动发电”向“主动盈利”转型的核心能力。
以某风电场站为例，结合第三章中对现货价差的分析，6-10月价差收益空间分别为87.43万元、27.25万元、48.40万元、57.45万元、114.39万元，累计现货收益可提升334.92万元。以10月22日为例，当日日前出清电价整体低于实时出清电价，以负价差居多，最大价差接近600元/MWh，且当日价差表现相对较为规律，国能日新通过AI电价预测、AI价差预测算法，精准判断价差方向、价差空间，助力该风电场单日实现增收。
具体来看，算法整合历史交易价格、电网供需、新能源出力、高精度气象预报等多维度信息，判断10月22日上午时段日前出清电价低于实时出清电价，因此策略判断调低原始短期预测曲线；根据电价预测结果判断下午和晚间时段价差空间较小，为避免策略失误造成不必要的亏损，选择在此时段不做调整。国能日新现货交易策略综合考虑日前/实时现货收益、新能源偏差收益回收，在可控风险范围内开展金融套利，通过双层博弈寻优模型，为新能源场站输出最优策略申报曲线。
总结
通过对浙江电力现货市场6月至10月供需格局、价格走势及价差影响逻辑的系统解析可见，随着电力现货市场向纵深推进，价差不仅将呈现更为频繁的波动特征，波动幅度也可能同步扩大。展望未来，新能源全面入市，能否精准预判价差走势、制定适配性交易策略并快速响应市场变化，将在收益稳定性与抗风险能力上形成显著竞争壁垒，成为新能源市场化浪潮中的“盈利标杆”。聚焦历史现货价差特征，新能源场站需依托全面入市规则与电价波动规律保障收益，售电公司要聚焦合约管理和价差套利控制风险，基于此，针对两类市场主体提出以下针对性交易建议：
新能源场站：锚定价差波动+优化申报节奏，锁定实时高价收益
对于新能源场站，要锚定现货价差规律，灵活优化市场申报策略，动态把握日前与实时市场申报节奏。午间光伏出力高峰易出现低价甚至负电价，此时可降低日前市场申报量，将多余电量留存或通过储能存储；而晚高峰等现货高价时段，可提高申报量，同时在预测新能源出力不及预期可能出现负价差时，适当少报日前发电量，留存出力空间获取实时市场高价收益。
售电公司：依托价差预判+搭建精细化购电体系，筑牢成本控制防线
对于售电公司，依托价差波动规律，构建精细化购电申报体系。针对现货市场“日清月结”特点，搭建价差预测模型。在正价差时段，仅为代理用户申报基础负荷电量，剩余需求转向实时市场低价采购；在极端天气等可能引发负价差的时段，提前多报日前用电量，超额锁定低价电量，避免实时市场高价采购成本。同时需关注二级限价监测值，若触发限价会调整全月出清价格，需提前调整购电节奏，减少结算波动影响。
综上，新能源场站与售电公司需以现货价差规律为核心抓手，结合自身市场定位构建差异化交易体系，通过精准预判、灵活响应与风险前置，在电力现货市场深化发展中实现收益稳增与风险可控的双重目标。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/202512/18/50014937.html
