四川电力市场2025年第39周盘点：供需负荷全面回落 负电价持续出清

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11.01%，水电上网电量环比上周下降10.14%，火电上网电量环比上周下降13.96%，新能源上网电量环比上周下降7.70%，外购电量环比上周下降26.85%，留川电量环比上周下降8.10%，外送电量环比上周下降6.23%，单日网供最大负荷环比上周下降15.75%。

D-2交易情况

本周中长期衔接交易成交均价基本呈上涨的趋势，周中出现预期大幅调整，同一交易日价格预期下降80元/兆瓦时。

现货市场交易概况

现货市场出清价格出现大幅回落，单日最高均价不超过100元/兆瓦时，整周加权均价相比上周下降90%左右，大面积出现-50元/兆瓦时的出清电价。

【本周市场综述】

本周，现货市场价格延续低迷态势。原本预期上周出现的负电价仅是短暂现象，未曾料到本周已全面进入负电价阶段。除23日外，每日均出现负电价情况。以23日为界，前后负电价产生的原因存在一定差异。

前半段负电价的产生主要源于申报策略因素。水电企业受传统抢发电观念影响，均作为价格接收者，致使大面积超低电价出清，这从申报均价中可见端倪。周二，政策对电厂申报系数进行修订，电厂申报可在最大限度争取出清电量的同时提高自身申报价格。然而，此时电力需求已大幅减少，难以达到高价申报点，需求侧不活跃导致出清价格较低。

此外，本周开展了10月存量合同调整交易，市场主体可根据自身用电状况调整合同结构。从成交结果来看，各时段预期价格存在较大差距，单日不同时段最大差距接近20元/兆瓦时。

从本周情况观察，中长期市场行情受交易当日现货出清价格的影响显著减弱，这表明市场主体对未来价格的预期并非仅依赖当前出清价格，而是在探寻更为合理的方式。

9月仅是现货结算试运行的预演，10月起，四川电力现货市场将进入全月连续结算试运行阶段。届时，市场行为及逻辑是否延续9月态势，仍取决于省内供需形势及发电侧主体的交易策略。 可以预见，10月的四川电力现货市场将充满挑战与机遇，市场行为及逻辑也可能出现新的变化。

月度累计

月度累计，本月网供用电累计同比下降19.18%；水电上网同比上升33.72%；火电上网与去年同期相比下降73.83%；新能源上网电量累计同比上升37.5%；留川电量同比下降6.52%；外购电量同比上升87.33%；外送电量同比去年日均上升105.06%。

PART.02

市场供需走势

本周（9月19日-9月25日）本周网供电量同比去年下降21.23%，水电上网电量同比去年上升29.32%，火电上网电量同比去年下降72.73%，新能源上网电量同比去年上升37.34%，外购电量同比去年下降91.26%，留川电量同比去年上升2.29%，外送电量同比去年上升89.36%。

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

中长期交易情况

注：此处日期为交易日，反映当日交易对未来各标的日的预期。

本周中长期交易均价略有上涨的趋势，但9月24日的D+2日（9月26日）价格出现大幅下探，市场对26日现货价格的预期并不高，9月25日、26日成交价格基本一致，主要是27日之后现货仅开展调电试运行，成交逻辑暂时回到了原有中长期，市场价格一致。

PART.04

现货交易情况

本周整体现货出清价格偏低，9月19日、9月23日出现本周现货最高出清均价，不超100元/兆瓦时；单日最低均价-49.27元/兆瓦时，接近市场地板价。当日仅5个点的价格高于-50元/兆瓦时。

注：此处日期为交易标的日，中长期价格为所有涵盖交易标的日的衔接交易加权汇总。

本周中长期市场整体均价最大价差-38元/兆瓦时，最低均价51.91元/兆瓦时，最高均价90元/兆瓦时。现货市场波动较大，最大价差接近150元/兆瓦时。由于现货市场大量的负电价出清，中长期和现货市场最大价差136元/兆瓦时。

PART.05

本月市场运行累计

网供用电情况

截至9月25日，本月网供电量累计同比下降19.18%。

水电上网情况

截至9月25日，本月水电上网电量累计同比上升33.72%。

火电上网情况

截至9月25日，本月火电上网电量相比去年同期下降73.83%。

新能源上网情况

截至9月25日，本月新能源上网电量累计同比上升37.5%。

留川电量情况

截至9月25日，本月留川电量累计同比下降6.52%。

外购电量情况

截至9月25日，本月外购电量累计同比上涨87.33%。

外送电量情况

截至9月25日，本月外送电量累计同比上升105.06%。