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2月整体市场行情
供需基本面分析
2026年2月，四川省电力市场呈现典型的“春节模式”特征。需求侧方面，工业负荷经历“节前冲高、节中低谷、节后缓升”的典型波动过程，春节期间工商业大面积停产，日最大用电负荷3602万千瓦，日最小用电负荷2404万千瓦，用电需求不足。供给侧方面，全省平均发电能力稳定在3800万千瓦以上，电力供给持续充足。根据四川能源监管办发布的数据，春节期间全省用电负荷波动明显：
春节期间四川省电力供需关键指标：
2026年春节期间四川省电力供需关键指标
现货市场价特征
2月现货市场最显著的特征是负电价的出现与长时间持续，这是四川电力现货市场连续结算试运行以来的首次长时段负电价现象。
（1）价格区间与波动
现货市场价格波动剧烈，充分体现了电力商品的时空价值特征：
• 最高出清电价：397元/兆瓦时（晚高峰时段19:00~23:00）
• 最低出清电价：-50元/兆瓦时（午间光伏大发时段10:00~15:00）
• 价格跨度：447元/兆瓦时
• 现货价格限价范围：-50~800元/兆瓦时（符合V4.0规则）
2月现货市场逐日逐时加权均价热力图
（2）负电价持续时间
负电价呈现“连续多日、单日长时段”的特征：
• 连续负电价天数：2月14日-2月27日（2月22日除 外），最长连续8天，累积13天出现负电价。
• 单日最长持续时间：6.5小时（2月17日午间 10:00-17:00）。
• 负电价集中时段：光伏大发时段（11:00-15:00） 与负荷低谷时段重叠。
连续负电价时间及2月17日单日最长时负电价曲线、
（3）负电价形成原因
负电价的出现是多重因素叠加的结果：
1. 需求侧因素：春节期间制造业和建筑业等高耗能行业大面积停产，导致工商业负荷骤降，基础用电负荷大幅腰斩。
2. 供给侧因素：午间光伏大发时段新能源出力集中释放，与传统电源出力叠加，供给超额。
3. 机制因素：2025年底规则修订后，现货市场申报价格下限放开至-50元/兆瓦时，为负电价提供了价格空间。
4. 成本因素：火电机组启停成本高昂，在负荷低谷时宁愿以负电价争取发电指标，避免弃电损失。
5. 社会因素：城乡居民生活用电在春节期间虽有上升，但增量有限，无法弥补工业缺口。居民用电峰值通常出现在晚间，与白天光伏大发时段错配，无法有效消纳日间过剩电力
中长期市场运行情况
发用电企业通过前期年度交易和月度交易锁定了大部分基础电量收益，有效避免了现货市场价格的大起大落。春节前、中、后现货市场的低价信号，对在2月23号起就体现的3月月度及月内中长期交易价格产生下行影响。
（1）月度交易
2月月度交易成交情况（分时）
（单位：兆瓦时，元/兆瓦时）
从分时段成交情况来看，2月月度交易整体延续1月末的中长期市场价格走势。具体表现为：早晚高峰时段（7:00-9:00）成交量相对偏少；午间光伏大发时段（10:00-17:00）出现明显电价低谷；其余时段价格维持高位运行，其中早高峰价格略高于晚高峰，呈现典型的"鸭子曲线"特征。
“鸭子曲线“是描述光伏发电对电网净负荷影响的一种曲线形态，因形似鸭子而得名：中午阳光充足时光伏发电量大，导致电网净负荷大幅下降形成"鸭肚子"；傍晚太阳落山后光伏归零，而用电需求却迎来高峰，导致净负荷急剧攀升形成"鸭尾"，这种剧烈的供需波动给电网调峰和稳定运行带来了显著挑战。
鸭子曲线示意图
（2）月度月内交易
• 按日期统计结果：
2月月度月内交易情况（按交易标的日）
（单位：兆瓦时，元/兆瓦时）
月度交易：2月月度交易价格整体维持相对高位，主要反映节前供需宽松预期。
月内交易：价格走势与供需变化及节日效应高度相关，呈现"节前高位震荡—春节快速探底—节后冲高回落—月末再创新低"的四阶段特征：
① 月初高位延续（2月1日-5日）：供需偏紧格局延续，月内成交价格维持1月末水平，处于全月最高位。
② 节前反弹（2月6日）：连续交易出现发电侧集中高价减持，大量卖方提前完成交易目标，市场可售容量收缩叠加卖方心理价位抬升，推动中长期价格小幅反弹。
③ 春节深度调整（2月15日-2月23日）：可预测负荷大幅降低，中长期价格快速下行至全月低谷。
④ 节后冲高回落（2月26日-2月28日）：节前市场对负荷恢复预期乐观，推动价格逐步回升；但复工后实际负荷恢复不及预期，叠加现货价格持续低位运行，供给宽松格局再现，中长期价格快速下跌，月末创全月新低。
2月月内交易情况（分时）（单位：兆瓦时，元/兆瓦时）
从时间维度分析，2月月内交易的分时段价格曲线呈现典型的"单谷双峰"形态：
凌晨时段（01:00-07:00）：成交电价整体维持在全天较高水平，形成早高峰；
午间时段（11:00-18:00）：随着光伏出力增加，成交电价持续走低，达到全天最低谷段；
晚间时段（18:00后）：成交电价逐步回升并维持高位，形成晚高峰，对应晚间用电需求集中释放。
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电价现象深度解析
负电价形成机制
负电价并非市场失灵，而是电力系统正常的市场价格信号。在电力批发市场（现货/日前/实时）中，当风光集中大发、负荷低谷、电网消纳受限时，供给远超需求，发电侧为维持机组运行、保障并网，以负价格成交。
负电价与零电价在全国春节期间的分布情况：
从上表可见，四川的负电价现象并非孤例，而是全国电力市场共同面临的挑战。2026年春节期间（1月下旬至2月中旬），河南、河北、山东、山西、陕西、四川、蒙西、辽宁、广东等九个地区接连出现零电价甚至负电价时段。这一现象标志着高比例新能源电力系统在特定时段供需失衡的市场信号。
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新型主体的发展机遇
2026年是四川电力市场首次全面放开四类新型主体市场准入的一年，标志着四川电力市场化改革进入深水区。根据《四川2026年电力市场交易总体方案》，新型储能、虚拟电厂（含复合聚合商）、电动汽车充（换）电设施、分布式新能源作为新型主体，可参与市场交易。
储能发展机遇
四川2月出现的长达6.5小时的负电价，为储能套利提供了巨大空间。储能可在负电价时段充电（甚至获得充电收益），在晚高峰或次日早高峰价差较大时放电，实现“低买高卖”的套利模式。
根据新规，独立储能以每15分钟的现货实时市场出清系统电价结算，相比发电企业、用户等的1小时结算周期，储能可以更精准捕捉电价波动差价。储能充放电能力计算方式如下：
• 充电能力 = MAX(额定功率×运行天数×4小时，1.2×并网以来该月最大用电量)
• 放电能力 = MAX(额定功率×运行天数×4小时，1.2×并网以来该月最大上网电量)
虚拟电厂发展机遇
虚拟电厂通过数字化技术整合分布式能源、储能与可调负荷，无需建造实体电厂即可参与电力调度与交易。成都东部新区已建成的虚拟电厂项目已接入2.11兆瓦光伏、820千瓦储能及V2G充电设施，预计2026年6月可形成27兆瓦弹性可调能力。
分布式新能源入市
集中式光伏、风电应直接参与市场交易，鼓励分布式光伏、分布式工商业储能、分散式风电通过聚合商参与市场交易。新能源可持续发展价格结算机制按照《四川省深化新能源上网电价市场化改革实施方案》执行。
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市场主体应对策略与市场展望
1. 市场主体应对策略
（1）发电企业
提高中长期合约签约比例，优化出力曲线预测，降低现货偏差风险。积极参与辅助服务市场，拓展收益来源。
（2）售电公司
加强用户用电行为分析，合理制定年度签约策略。建立灵活的批零协同机制，降低偏差考核风险。
（3）电力用户
关注市场价格信号，在电力现货市场低价阶段（光伏大发时段）适当增加用电，通过调整生产时间和节奏降低用电成本。
2.市场展望
随着新能源装机持续攀升，负电价从偶发现象变为多地常态化场景，成为新型电力系统运行的标志性特征。预计2026年四川电力市场将呈现以下趋势：
1. 负电价常态化：除春节等节假日外，工作日光伏大发时段也可能出现零电价或负电价
2. 价差扩大：峰谷价差将进一步拉大，为储能提供更大的套利空间
3. 新型主体活跃：储能、虚拟电厂等新型主体将加速入市，市场参与度持续提升
4. 政策完善：分布式能源结算机制、辅助服务市场补偿标准等政策将进一步明确
