2025年8月8日，浙江省全国电力现货市场“正式运行”，成为继山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北之后的第七个省份，其电力市场化改革迈入新阶段。
作为全国首批电力现货市场建设试点地区，浙江省自 2017 年入选以来，便以系统性探索筑牢市场根基，通过多轮结算试运行的实践打磨，市场环境持续优化、参与主体规模稳步扩大、规范化运营水平不断提升，同时规则体系逐步健全、技术支持系统日趋完善，为后续市场推进奠定了坚实基础。
进入关键推进阶段，2024 年5月浙江电力现货市场启动长周期连续结算试运行;2025年1月1日起，新能源正式纳入现货市场出清结算体系。截至目前，该市场已实现连续运行超一年，期间成功经受梅汛期、迎峰度夏(冬)、重要节假日及重大活动等多场景的运行考验，整体运行平稳有序。
浙江省政策分析
(一)参与主体
(1)发电侧
统调煤电，非统调煤电，统调水电、抽蓄，统调风电、统调光伏10%电量参与现货市场交易。
(2)用户侧：
全省工商业用户全部参与市场化交易，交易方式分为直接参与和间接参与，直接参与包括参与电力批发交易(直接向发电企业购电)和参与电力零售交易(直接向售电公司购电)。所有工商业用户均可参与电力零售交易，35千伏及以上用户可选择参与电力批发交易。
(二)申报方式
新能源场站报量报价、现阶段采取“发电侧报量报价、用户侧报量不报价”的模式组织日前电能量市场交易;电能申报采用10段式。
(三)价格限制
申报价格：-200-800元/兆瓦时
结算价格：-200-1200元/兆瓦时
暂以现货市场发电侧月度平均电能量价格(含现货日前和实时市场电能量电费、政府授权合约差价电费，不含市场化合约差价电费)作为二级限价监测值。触发二级限价时，同比例调整全月的日前市场和实时市场出清价格，直至监测值不高于二级价格触发值。
(四)结算模式
以30min为维度进行结算，双偏差结算机制。日前市场按照日前出清价格进行全电量结算。实时市场按照实时市场出清价格，对实际上网电量(实际用电量)与日前市场交易结果的差值做偏差结算，偏差结算价格为实时市场出清价格。中长期市场对政府授权合约电量按照政府授权合约价格和日前市场出清价格的差值作差价结算，合约交割点为统一结算点。政府授权合约电量按照各时段实际上网电量和实时出清电量两者较小值的90%确定。
市场情况
(一)装机情况分析
截至2025年6月30日，浙江省内电源装机达到1.65亿千瓦，其中可再生能源装机8567万千瓦，占电源总装机比超过50%;光伏发电装机5947万千瓦，超过煤电成为浙江第一大电源。
浙江电网统调装机容量8047.552万千瓦，同比增长11.15%。其中，火电装机容量6244.5万千瓦，占比77.6%;水电装机容量180.3万千瓦，占比2.24%;核电装机容量285万千瓦，占比3.54%;光伏装机容量734万千瓦，占比9.12%;风电装机容量527.7万千瓦，占比6.55%;储能装机容量68.052万千瓦，占比0.84%;抽水蓄能电站装机8万千瓦，占比0.09%。
(二)历史电价情况分析
1、浙江省现货价格分析
从月角度，浙江省现货价格在不同月份受供需结构的变化波动较大，25年1-7月实际日前电价分别为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，实际实时电价分别为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。
从下表可以看到2、3月份的现货均价整体高于其余月份，4月-7月的现货均价逐步走低，分析原因可以发现，2、3月份，浙江省大型工厂、民营企业陆续恢复生产，全省用电需求持续回升，同时，该阶段新能源出力较小，需要依靠外来电应对全省用电需求，进一步导致了现货价格高于其他月份。
从分时角度看，1-7月现货均价在150-400元/MWh之间，日前均价和实时均价呈现早晚高、午间低的价格走势。并且实时价格大多数时段与日前贴合，早晚高峰价差相对较低，价差围绕零小幅波动。午间时段，随着新能源光伏大发，新能源出力平均可达到4000MW以上，同时午间负荷走低，导致现货价格波动加大，拉大日前和实时价差空间。
96点现货均价
2、浙江省新能源结算均价分析
浙江省新能源参与现货交易的结算价格波动较为频繁。在电力供需宽松时期，如春节假期等用电低谷时段，新能源出力激增，而用电负荷下降，导致电力供大于求，现货市场价格可能出现大幅下跌，甚至出现负电价。例如，2025年1月27日，浙江出现了现货全天负电价的情况。而在夏季用电高峰、冬季取暖高峰等电力供需紧张时期，现货市场价格会显著上升。这种价格波动一方面反映了电力市场供需关系的变化，另一方面也对新能源发电企业的收益产生较大影响。
光伏和风电不同新能源类型在参与现货交易结算时存在一定差异。从25年1月-6月来看，月度结算均价整体低于燃煤基准价415.3元/MWh，除1月份外，光伏月度结算均价整体低于风电月度结算均价。由于光伏出力特性，在白天光照充足时发电量大，而此时往往用电负荷相对较低，现货价格在一天中也相对较低，若电力供应过剩，容易导致光伏结算价格受到较大影响。特别是在中午光伏出力高峰时段，可能与实时负电价时段重叠，出现“量价不匹配”的情况。相比之下，风电出力受风速等自然因素影响，具有更强的随机性，其发电时间分布相对更为分散。在某些时段，风电可能在电力需求增长时恰好能够提供电力，从而在结算价格上可能具有一定优势。
总结
综合来看，浙江省新能源参与电力现货市场既呈现出鲜明的自身特色，也面临着独特的挑战。从装机结构看，30%以上的光伏占比与逐步扩大的风电规模，结合众多分布式光伏项目在工业园区、居民屋顶等广泛布局，与集中式光伏电站持续建设的特点，决定了其在现货交易中的差异化表现，也对市场适配性提出了针对性要求;双偏差市场下的结算规则，新能源结算包含日前电费、实时电费和政府授权合约电费以及新能源偏差收益回收，其中，政府授权合约电量按照实际上网电量和实时出清电量两者较小值的90%确定，10%的电量按照现货价格结算，这为新能源企业划定了收益获取的关键路径，能否稳定拿到足额基数电量成为影响收益的核心因素。因此，保证政府授权合约电量能够按照实际上网电量的90%确定，就可以拿到更多的基数电量并按照燃煤基准价415.3元/MWh结算。
与此同时，浙江省电力现货市场价格波动频繁且幅度较大，给新能源企业带来了较高的价格波动风险。在电力供需关系快速变化时，价格可能在短时间内从高位跌至低位甚至出现负电价，新能源企业难以准确预测价格走势，在制定交易策略时面临困境。若按照较高价格预期申报电量，但市场价格下跌，企业可能面临收益减少;反之，若过于保守申报，在价格上涨时又无法充分获取收益。这种价格波动风险不仅影响新能源企业的短期收益，还可能对企业长期投资决策和发展规划产生不利影响。
基于浙江省新能源参与市场化交易面临的电价预测和策略制定难题，国能日新以“AI+电力交易”为核心，基于自研「旷冥」AI气象大模型，对浙江地理气候做本地化优化，通过同化省内新能源场站实测、省级气象站及高分辨率卫星数据，精准捕捉沿海台风、山区地形风场、平原光伏辐照度等要素变化，实现气象预测到发电出力预测的转化。同时嵌入AI风险对冲模块，模拟波动场景平衡收益与风险，辅助新能源精准预测市场趋势，提供以收益最大化为目标的交易策略，助力浙江新能源破解交易难题，支撑当地新型电力系统建设。
（来源：国能日新）
