江浙粤2026电力交易异同

基于江浙粤三省电力市场核心规则、供需格局与收益机制差异，结合此前探讨的电价、辅助服务、容量补偿等关键要点，现整合为系统性分析文章，清晰拆解江浙月度长协低于广东的核心逻辑。

大致对应 江浙引导66万以下机组主动减发，赚辅助服务费。

引言：区域电价分化的核心命题

2026年1月，江苏、浙江月度长协均价维持在0.34-0.348元/kWh，而广东月度综合长协价达0.3728元/kWh，价差超0.02元/kWh。这一分化并非偶然，而是三省在供需格局、电源结构、市场规则、收益补偿机制四大维度差异的集中体现。本文通过深度对比三省电力市场核心要素，揭示江浙长协电价更低的底层逻辑。

一、核心电价数据对比（2026年1月）

区域 年度长协均价 月度长协均价 现货全天加权均价 关键价差特征

江苏 0.344元/kWh 0.340-0.345元/kWh 0.31-0.33元/kWh 逼近基准价下浮12%，现货持续低位

浙江 0.345元/kWh 0.342-0.348元/kWh 0.31-0.33元/kWh 与江苏同源，新能源全量入市拉低均价

广东 0.372元/kWh 0.3728元/kWh 0.302-0.398元/kWh 坚守基准价下浮20%底线，尖峰时段超0.4元/kWh

二、江浙粤电力市场核心差异拆解

（一）供需格局：宽松与偏紧的本质分野

1. 江浙：供过于求，外受电补充充足

江浙两省本地火电装机冗余，叠加田湾核电、沿海风电等清洁电源密集投产，2025年风光新增装机占全国近30%，电力供给持续宽松。同时，长三角跨区输电通道成熟，外受电稳定补充，进一步缓解本地供需压力。2026年1月，江苏市场化电量中现货占比仅18%-20%，中长期合约竞争激烈，价格下行压力显著。

2. 广东：供需偏紧，尖峰缺口常态化

广东作为负荷大省，冬季采暖负荷攀升与夏季制冷负荷叠加，形成全年双高峰。而本地核电占比低于江浙，火电占比超40%，且西电东送通道受季节影响存在输送瓶颈。2026年1月下旬，降温导致负荷激增，现货价格连续多日突破0.35元/kWh，1.24实时均价达0.398元/kWh，倒逼长协电价坚守底线。

（二）电源结构：清洁替代强度决定定价锚点

1. 江浙：清洁电源占比高，边际定价压低整体均价

江苏、浙江核电（田湾、秦山）与新能源占比显著高于广东，其中浙江核电市场化电量大幅增加，风电、光伏90%电量执行政府定价或绿电交易价，仅10%进入现货市场。清洁电源边际发电成本低（光伏、风电接近零边际成本，核电边际成本稳定），在市场化交易中形成低价锚点，拉低整体长协均价。

2. 广东：火电主导，燃料成本支撑电价底线

广东火电占比高，且进口煤占比高，海运成本与汇率波动推高燃料成本，导致火电边际成本高于江浙内贸煤主导的机组。同时，广东取消核电变动成本补偿机制，核电对电价的拉低作用减弱，火电成为中长期交易的定价主导者，自然抬高长协价格底线。

（三）市场规则：价格约束与交易机制的差异

1. 定价浮动规则：有无底线的核心区别

- 江浙：无明确长协价格下限，市场化竞争充分。江苏2025年6月集中竞价均价曾低至0.3128元/kWh，触及基准价下浮20%的“地板价” ，2026年月度长协延续这一竞争态势。

- 广东：明确年度交易价格下限为基准价下浮20%（0.372元/kWh），月度长协价格锚定年度基准，不得低于该底线，从规则上锁定了高价区间。

2. 交易品种与结构：中长期占比决定价格稳定性

- 江浙：中长期合约占比约90%，但年度合约占比从80%降至70%，月度合约成为补充，多轮次竞价加剧价格竞争。同时，现货市场长周期运行，低价现货反向倒逼月度长协降价。

- 广东：中长期合约涵盖年度、多月、月度、周度等多周期，且全部合约带分时曲线，贴合负荷特征，长协定价更注重峰谷成本分摊，整体价格更具刚性。

（四）收益补偿机制：火电盈利模式的差异化设计

1. 容量电价：统一标准下的实际影响差异

三省常规煤电容量电价均为165元/kW·年（全国统一标准），但对长协电价的影响截然不同：

- 江浙：容量电价独立结算，覆盖火电30%-40%固定成本，使得电能量价具备更大降价空间，形成“容量电价托底+电能量价竞争”的格局。

- 广东：容量补偿隐含在长协价格中，无独立结算机制，火电需通过电能量价回收更多固定成本，导致长协降价意愿不足。

2. 辅助服务：调峰补偿强度决定火电减发意愿

机制类型 江苏 浙江 广东 对长协影响

深度调峰补偿 约0.25元/kWh 0.22-0.28元/kWh 0.18-0.20元/kWh 江浙补偿更高，火电愿意减发让利，长协可低价成交

调频服务 按里程+性能结算 上限15元/MW 上限15元/MW 江浙市场化程度更高，额外收益覆盖长协价差

3. 发电权交易：清洁替代的收益对冲

- 江浙：发电权交易活跃，新能源企业高价受让火电发电权，火电通过“转让价差+容量电价+调峰补偿”三重收益覆盖减发损失，甚至盈利。例如，100MW火电出让1000万kWh发电权，可获80万元转让收益，叠加调峰补偿后，无需依赖长协高价。

- 广东：发电权交易以省内为主，新能源替代火电的溢价空间小于江浙，火电对长协电能量价的依赖度更高。

三、江浙月度长协低于广东的核心结论

1. 供需宽松是基础：江浙本地电源充足+外受电稳定，市场化竞争激烈，推动长协价格向边际成本靠拢；广东供需偏紧，尖峰缺口支撑电价底线。

2. 清洁替代是关键：江浙核电、新能源占比高，低价电源形成定价锚点；广东火电主导，燃料成本支撑长协高价。

3. 规则设计是保障：江浙无长协价格下限，现货反向倒逼降价；广东设置价格底线，分时合约增强价格刚性。

4. 收益机制是补充：江浙容量电价+调峰补偿+发电权交易的三重保障，让火电可接受更低长协价；广东收益补偿机制相对单一，火电需通过长协高价保障盈利。

四、市场启示

对于售电公司与发电企业而言，三省市场差异意味着差异化策略：

- 江浙市场：需强化现货套利与负荷聚合能力，通过辅助服务收益对冲长协批零倒挂风险；

- 广东市场：应聚焦分时合约设计与用户负荷管理，利用尖峰电价空间平衡整体收益；

- 跨区域经营企业：需适配各省准入规则与交易品种，建立差异化的风险防控体系，避免单一策略套用。

这篇文章系统整合了此前探讨的电价数据、容量补偿、调峰机制、发电权交易等核心要点，从四大维度完整解释了江浙长协低于广东的逻辑。如果需要补充具体企业案例、更详细的跨区域套利策略，或更新最新交易数据，欢迎随时告知，我可进一步深化内容。