四川电力市场2025年第35周盘点：风光上网逆势上涨 市场价格“八上九下”

PART.01

本周市场综述

市场供需趋势

市场供需趋势，本周网供电量环比上周下降7.64%，水电上网电量环比上周下降3.98%，火电上网电量环比上周下降28.61%，新能源上网电量环比上周上升26.16%，外购电量环比上周下降11.87%，留川电量环比上周上升26.48%，外送电量环比上周上升47.50%。

综合来看，本周各项指标的趋势表现为：

外送>留川>新能源>水电>网供>外购>火电

分位数解读

本周日均网供电量处于0.79分位，日均水电上网电量处于0.84分位，日均火电上网处于0.35分位，日均新能源上网处于0.39分位。

分位数表明，日均网供电量处于在近一年较高水平；日均水电上网处于近一年中的较高水平；火电上网电量处于近一年的较低水平；新能源上网周日均上网电量处于近一年以来较低水平。

月度（月内）交易情况

本周5轮八月月内交易共成交10.59亿千瓦时，成交均价124.72元/兆瓦时。首轮九月月度交易成交8.04亿千瓦时，成交均价119.78元/兆瓦时。

电网企业代理购电挂牌交易情况

本周二8月电网代理再次转向，挂出1.7亿增持需求，从申报家数来看，电厂申摘牌报家数比上周挂出减持时的申报家数有明显的上涨。

【本周市场综述】

本周5轮八月交易呈现出单边上涨的趋势，末轮交易出现本月最高价格134元/兆瓦时，并且全轮均价保持在127.91元/兆瓦时，创本月均价新高。

本周的交易结果略微的超出了预料的范围，买方一直屏住需求直到最后一轮才开始大量出手，加上电网代理挂牌提前收官，导致周五市场上缺少均价消纳需求的渠道，最终便出现了价格的暴力拉升。与前几月相比，尾轮价格并非单一的回归均价，而是展现出了价格走势的多样性以及电力市场交易的复杂性。

周五同时开展了9月月度交易，开盘前半小时卖方主动摘牌能力极强，成交规模迅速攀升至3亿千瓦时，但买方支撑能力丝毫不弱下风，价格稳稳站住118元/兆瓦时，卖方力量消耗殆尽后，买方发动反攻，最高成交价达到124.95元/兆瓦时，最终9月月度交易价格先低后高，成交均价119.78元/兆瓦时，相比年度价格下降12.77元/兆瓦时。

从市场的活跃度来看，9月月度交易成交规模超过8亿千瓦时的同时，参与家数达到137家；从指标的倾斜情况来看， 本月的电网企业代理购电的作用相比上月可能会弱化很多，这也是首轮未参与挂牌的主要原因，加之9月份可能开展的电力现货短周期试运行，9月全月的行情波动可能相比8月有较大的提升。

月度累计

月度累计，本月网供用电累计同比上升0.58%；水电上网同比下降10.84%；火电上网与去年同期相比上升25.75%；新能源上网电量累计同比上升25.58%；留川电量同比下降22.22%；外购电量同比上升5.88%；外送电量同比去年日均下降60.98%。

PART.02

市场供需走势

本周（8月22日-8月28日）本周网供电量同比去年下降19.90%，水电上网电量同比去年下降8.42%，火电上网电量同比去年下降36.46%，新能源上网电量同比去年上升47.97%，外购电量同比去年下降70.67%，留川电量同比去年下降19.29%，外送电量同比去年下降45.16%。

备注:指四川省境内九条主要大江大河所涉及特定数量的日调节、季调节、年调节及多年调节的电站所采集的水情数据。

PART.03

月内交易情况

本周5轮八月月内交易共成交10.59亿千瓦时，成交均价124.72元/兆瓦时。八月交易总成交60.64亿千瓦时，成交均价122.1元/兆瓦时。

九月月度交易成交8.04亿千瓦时，成交均价119.78元/兆瓦时。

PART.04

本月市场运行累计

网供用电情况

截至8月28日，本月网供电量累计同比上升0.58%。

水电上网情况

截至8月28日，本月水电上网电量累计同比下降10.84%。

火电上网情况

截至8月28日，本月火电上网电量相比去年同期上升25.75%。

新能源上网情况

截至8月28日，本月新能源上网电量累计同比上升25.58%。

留川电量情况

截至8月28日，本月留川电量累计同比下降22.22%。

外购电量情况

截至8月28日，本月外购电量累计同比上涨5.88%。

外送电量情况

截至8月28日，本月外送电量累计同比下降60.98%。